CO2-Verminderung in Deutschland

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unabhängige Forschung seit 1949
Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V.
Teil I - Methodik und Zusammenfassung
Endbericht © FfE, 2009
COÌ-Verminderung in Deutschland
Auftraggeber:
FfE-Auftragsnummer:
Bearbeiter/in:
EnBW
E.ON Energie
RWE Power
Vattenfall Europe
900.1
M. Beer
R. Corradini
T. Gobmaier
L. Köll
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G. Vogler
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Impressum
Endbericht
der Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V. (FfE)
zum Projekt:
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3. überarbeitete Auflage, Oktober 2009
© 2008-2009 Forschungsstelle für Energiewirtschaft e. V., München
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Fernsehen und die Einspeicherung und Bearbeitung in elektronischen Systemen.
ISBN: 978-3-941802-02-5 (pdf-Datei der Teile I-III)
i
Inhalt
1 Einleitung ............................................................................................................. 3
1.1 Ausgangssituation ...........................................................................................................3
1.2 Zielsetzung........................................................................................................................4
1.3 Grundlegende Möglichkeiten der CO2-Vermeidung ......................................................5
2 Methodik............................................................................................................... 9
2.1 Potenzialbegriff.................................................................................................................9
2.1.1 Theoretisches Potenzial ...........................................................................................9
2.1.2 Technisches Potenzial ...........................................................................................10
2.1.3 Wirtschaftliches Potenzial ......................................................................................11
2.2 Statische Vermeidungskosten ......................................................................................12
2.2.1 Definition ................................................................................................................12
2.2.2 Einschränkungen bei der Verwendung ..................................................................12
2.2.3 Potenzialermittlung mit Hilfe von statischen Vermeidungskosten ..........................13
2.3 Dynamische Verminderungskosten .............................................................................17
2.3.1
2.3.2
2.3.3
2.3.4
Ableitung der dynamischen Verminderungskosten ................................................17
Finanzmathematische Verfahren ...........................................................................22
Betriebswirtschaftliche vs. quasivolkswirtschaftliche Bewertungsmethode............32
Ableitung von wirtschaftlichen Potenzialen ............................................................33
2.4 Zusammenfassung des methodischen Vorgehens.....................................................36
3 Rahmenbedingungen ........................................................................................ 37
3.1 Verwendete Zinssätze ....................................................................................................37
3.2 Energieträgerpreise........................................................................................................37
3.3 CO2-Emissionsfaktoren..................................................................................................39
3.3.1 Emissionen aus vollständiger Verbrennung ...........................................................39
3.3.2 Emissionen der Stromerzeugung ...........................................................................41
3.3.3 Vorgelagerte Emissionen .......................................................................................43
3.4 Biomassepotenzial Deutschlands ................................................................................43
3.4.1
3.4.2
3.4.3
3.4.4
Einteilung der Biomasse.........................................................................................43
Biomassepotenzial .................................................................................................44
Nutzungskonkurrenz ..............................................................................................48
Zusammenfassung.................................................................................................49
4 Zusammenfassung der Ergebnisse ................................................................. 51
ii
Inhalt
4.1 Umwandlungssektor...................................................................................................... 51
4.1.1 Kurzdarstellung betrachteter CO2-Minderungsmaßnahmen .................................. 51
4.1.2 Tabellarische Zusammenfassung des Umwandlungssektors................................ 56
4.2 Industrie .......................................................................................................................... 57
4.2.2 Tabellarische Zusammenfassung des Sektors Industrie ....................................... 58
4.3 Gewerbe-Handel-Dienstleistung................................................................................... 58
4.3.2 Tabellarische Zusammenfassung des Sektors GHD ............................................. 64
4.4 Haushalte ........................................................................................................................ 66
4.4.1 Kurzdarstellung betrachteter CO2-Verminderungsmaßnahmen ............................ 66
4.4.2 Tabellarische Zusammenfassung des Sektors Haushalte..................................... 70
5 Exemplarischer Vergleich mit weiteren CO2-Vermeidungsstudien............... 73
5.1 Betrachtete Studien ....................................................................................................... 74
5.1.1
5.1.2
5.1.3
5.1.4
5.1.5
5.1.6
McKinsey ............................................................................................................... 74
Wuppertal Institut ................................................................................................... 75
Fraunhofer Institut (ISI) .......................................................................................... 76
Greenpeace Klimaschutzplan B............................................................................. 77
EUtech ................................................................................................................... 78
Zusammenfassende Übersicht .............................................................................. 78
5.2 Detaillierter Vergleich McKinsey- und FfE-Studie....................................................... 79
5.2.1 CO2-Einsparpotenzial durch Windenergie ............................................................. 79
5.2.2 CO2-Einsparpotenzial durch Photovoltaik .............................................................. 81
5.2.3 Gebäude-/Haushaltssektor (Haushaltsgeräte)....................................................... 82
5.3 Zusammenfassung und Fazit........................................................................................ 84
6 Literaturverzeichnis........................................................................................... 85
3
Teil I – Methodik und Zusammenfassung
Der erste Teil der Studie „CO2-Verminderung in Deutschland“ beinhaltet die Methodik
sowie die Definition und Abgrenzung der verwendeten Rahmenbedingungen. Daneben
sind die Ergebnisse der Potenzialermittlung in den Anwendungssektoren und dem
Umwandlungssektor kurz zusammengefasst. Durch einen abschließenden Vergleich mit
weiteren CO2-Vermeidungsstudien ist eine Einordnung bzw. Abrenzung möglich.
Die detaillierte Herleitung der Potenziale ist für die Sektoren „Umwandlung“ und
„Industrie“ in Teil II der Studie nachzulesen. Ergebnisse zu „Haushalten“ und „GewerbeHandel-Dienstleistung“ finden sich in Teil III der vorliegenden Studie.
1 Einleitung
1.1 Ausgangssituation
Die Diskussion um die Treibhausgas-Reduzierung fokussiert sich zunehmend auf die
Fragestellung, wie durch Erdgas und regenerative Energien ein Beitrag zum Klimaschutz geleistet werden kann. In diesem Zusammenhang werden die Reichweiten von Öl
und Gas diskutiert und die Möglichkeiten der Kraftstoffsubstitution im Verkehr sowie
neue Techniken zur CO2-Abscheidung und Speicherung in Lagerstätten dargestellt.
Einen wesentlichen Beitrag zum Klimaschutz sollen hierbei die regenerativen Energien
leisten. In den Hintergrund tritt dabei der Aspekt einer effizienten und kostengünstigen
Energiebereitstellung. Obwohl gerade in der klassischen Umwandlungstechnologie, insbesondere bei der Stein- und Braunkohlennutzung, große Rationalisierungspotenziale
bestehen, werden diese nur am Rande diskutiert.
Die Frage dieser Untersuchung lautet, auf welche Weise man kurzfristig Reduktionspotenziale sowohl im Bereich der Energieerzeugung, als auch im Bereich der Energieanwendung auf kostengünstigste Weise erreichen kann. Bereits heute bestehen gerade
bei den klassischen Umwandlungstechniken große Fortschritte, die im Vergleich zu
innovativen Technologien mit sehr geringen Kosten realisiert werden könnten. Beispielsweise konnte bei Braunkohlekraftwerken mit optimierter Anlagentechnik ein
Netto-Wirkungsgrad von mehr als 43 % erreicht werden. Im Vergleich zu den alten ersetzten Kraftwerksblöcken konnte so der Wirkungsgrad z.B. um mehr als ein Drittel gesteigert werden. Bezogen auf die CO2 –Reduktionen bedeutet das nach Betreiberaussagen eine Reduktion von bis zu 3 Mio. Tonnen pro Jahr bei gleicher Stromerzeugungsmenge (am Standort Niederaußem). Weitere Effizienzsteigerungen von bis zu 50 %
gegenüber heutiger Technik sind möglich und in naher Zukunft kommerziell einsetzbar.
In der energiepolitischen Diskussion wird jedoch den Potenzialen bei der Braunkohleund Steinkohleverstromung in Deutschland nicht der notwendige Stellenwert eingeräumt. Auch in der europaweiten Diskussion haben die Nutzung regenerativer Energien
und die Wasserstoff-Technologien den höchsten Stellenwert. Beispielsweise wurde in der
EU-Konferenz „The hydrogen economy - a bridge to sustainable development“ am
4
Einleitung
16./17.06.2003 die Nutzung der Kohle kaum diskutiert. Hingegen wurde vorgeschlagen,
H2 dezentral herzustellen und CO2 abzuscheiden und zu lagern. Der Frage nach der
Kosteneffizienz sowie der Problematik der CO2-Lagerung wird an dieser Stelle keine Bedeutung eingeräumt.
Im Zuge der Liberalisierung und Internationalisierung der Energiemärkte werden mehr
und mehr lediglich tagesaktuelle wirtschaftliche Interessen verfolgt, die Energieforschung tritt in den Hintergrund. Forschung und Entwicklung sind jedoch der einzige
systematische Weg, die notwendigen langfristigen technischen Fortschritte zu realisieren und Investitionen für eine ökonomische und umweltverträgliche Energieversorgung zu tätigen.
Nur eine systematische, ganzheitliche Analyse konventioneller und neuer Techniken der
Energiebereitstellung und -anwendung gibt Aufschluss über ökologische und ökonomische Folgen der von der Politik eingeschlagenen Wege.
Mit dieser Studie sollen ökologisch sinnvolle und ökonomisch tragbare Maßnahmen zur CO2-Minderung identifiziert werden, die kurzfristig zu realisieren sind.
1.2 Zielsetzung
Im Hinblick auf die CO2-Vermeidungspotenziale ist für die Wirtschaft Kosteneffizienz
von größter Bedeutung. Die für die Förderung innovativer und/oder CO2-sparender
Technologien notwendigen Ausgaben der nächsten Jahre und Jahrzehnte sind aufgrund
der angespannten Situation der Haushalte begrenzt. Sie können entweder für die politisch gewünschten Energiekonzepte oder nach ökologischen und ökonomisch gewichteten
Kriterien vorgesehen werden. Hierbei sollte der bereits heute erreichte Status-Quo
Grundlage der Beurteilung sein.
Sowohl für den Bereich der regenerativen Energien, als auch der klassischen Energietechniken soll unter Berücksichtigung der Kosten erarbeitet werden, welche Potenziale
zur Vermeidung von CO2 vorhanden sind und deren Kosteneffizienz dargestellt werden.
Die zu erarbeitenden Informationen sollen zur Beurteilung eines effektiven Umweltschutzes dienen und eine Vorlage für politische Entscheidungen bieten. Für die Energiewirtschaft sollen Handlungsempfehlungen für die ökonomische Vermeidung von CO2
entwickelt und dargestellt werden.
Die Ziele dieses Projektes lassen sich wie folgt zusammenfassen:
• Entwicklung einer Methodik zur Ermittlung von kurzfristig realisierbaren
Potenzialen zur CO2-Vermeidung
• Analyse von Maßnahmen zur Reduzierung von CO2-Emissionen unter technischen
und ökonomischen Gesichtspunkten
• Definition von Maßnahmenpaketen
• Anwendung der Methoden und Potenzialermittlung
Mit Hilfe der im Projekt entwickelten Methodik soll es möglich sein, Maßnahmen zur
CO2-Reduzierung in unterschiedlichen Bereichen miteinander zu vergleichen. Somit
kann beispielsweise die Frage beantwortet werden, in welchen Bereichen die CO2-Reduzierung kosteneffizienter erreicht werden könnte.
Grundlegende Möglichkeiten der CO2-Vermeidung
5
1.3 Grundlegende Möglichkeiten der CO2-Vermeidung
Bei der Umwandlung der chemisch gespeicherten Energie kohlenstoffhaltiger Energieträger zu Elektrizität, Wärme oder Kraft entsteht bei der Oxidation stets CO2. Um die
Emission dieses und anderer klimatisch wirksamer Abgase zu reduzieren, bieten sich
prinzipiell die folgenden drei Möglichkeiten an:
• Reduktion des Energiebedarfs
• Steigerung der Umwandlungseffizienz
• Substitution eines Energieträgers durch einen schadstoffärmeren
Endenergie Umwandlung
Nutzenergie
Abbildung 1-1 veranschaulicht die Zusammenhänge zwischen diesen Maßnahmen.
Vermeiden unnötigen Verbrauchs
- Leerlaufzeiten vermeiden
- Temperatur- und Druckniveaus absenken
- bedarfsabhängige Beleuchtung
- technische Mängel beseitigen
Senken des spezifischen Energieverbrauchs
- Mechanische statt thermischer Trocknung
- Wärmedämmung von Öfen und Raumumschließungsflächen
- Induktive bzw. Kondensatorfelderwärmung
Verbessern der Wirkungs- und Nutzungsgrade
- Brennereinstellung optimieren
- Brennwerttechnik nutzen
- zweckmäßige Auslegung von Antrieben
- Kraft – Wärme - Kopplung
Energierückgewinnung
- Verbrennungsluft- und Gutsvorwärmung aus Rauchgas
- mechanische Wohnungslüftung
- Wärmepumpe zur Abwärmenutzung
Wechsel des Energieträgers
- Wasser-, Windkraftwerke
- Einsatz von Gas statt Kohle
- Biomassesysteme
- solarthermische Erwärmung von Brauch- und Prozesswasser
- Photovoltaische Stromerzeugung
Abbildung 1-1: Möglichkeiten der CO2-Vermeidung auf verschiedenen Energieebenen
Im Folgenden werden diese drei Optionen anwendungsspezifisch und entsprechend ihrer
sektoralen Relevanz näher erläutert.
Bedarfsreduktion
Die grundlegendste Möglichkeit der CO2-Vermeidung stellt die Reduktion der Energienachfrage auf Nutzenergieebene dar. Da hierdurch die Emissionen der vorgelagerten
Bereitstellungsschritte ebenfalls reduziert werden, ist dies die effektivste aller Möglichkeiten. Jedoch lässt sich die Nachfrage nicht beliebig reduzieren, da sie aus dem zu
deckenden Bedarf an Energiedienstleistungen resultiert. Diese ergeben sich aus den
Grundbedürfnissen der Bevölkerung und den herrschenden Umgebungsbedingungen.
Mit steigendem Wohlstand nehmen die Bedürfnisse der Bevölkerung und damit auch die
Nachfrage nach entsprechenden Energiedienstleistungen zu. Auf den damit verbundenen Komfort wird in der Regel jedoch nur äußerst ungern verzichtet, so dass die Reduktion von Energiedienstleistungen meist nur schwer durchsetzbar ist. Exemplarisch seien
in diesem Zusammenhang Aufzüge und Rolltreppen genannt, deren Stilllegung für gewöhnlich auf wenig Akzeptanz stößt.
6
Einleitung
Eine andere Form den Nutzenergiebedarf zu senken, besteht darin, energetische Verluste, die in unmittelbarem Zusammenhang mit der Bereitstellung der Energiedienstleistung auftreten, zu minimieren. Hierdurch kommt es zu keinerlei Reduktion auf
Energiedienstleistungsebene, weshalb dies vom Konsumenten (meist) nicht bemerkt
wird. Da Optimierungen der bedarfsbestimmenden Technikstruktur die Deckung der
Bedürfnisse nicht tangieren, treffen sie überwiegend auf Akzeptanz und stellen so einen
geeigneten Weg zur Bedarfsreduktion dar. Ein populäres Beispiel aus diesem Bereich ist
die energetische Sanierung von Gebäudehüllen. Hierbei werden durch den Einsatz geeigneter Baumaterialien die Verluste der Gebäudehülle reduziert, wodurch der Heizwärmebedarf zurückgeht. Da dies mit keinerlei Komfortverzicht verbunden ist (meist ist
das Gegenteil der Fall), ist die Akzeptanz für diese oder ähnliche Maßnahmen in der
Regel recht groß, so sie nicht mit anderen Interessen, wie beispielsweise dem
Denkmalschutz, in Konflikt treten.
Der natürliche Rückgang der Nachfrage nach Energiedienstleistungen durch Veränderungen sozioökonomischer Größen stellt eine weitere Möglichkeit zur Bedarfsreduktion
dar. Jedoch sind Veränderungen hier durch lange Zeitspannen geprägt und extern nicht
oder nur sehr schwer beeinflussbar.
Effizienzsteigerung
Eine weitere Möglichkeit zur CO2-Vermeidung ist die Endenergieeinsparung durch Steigerung der Umwandlungseffizienz zwischen End- und Nutzenergieebene. Hierdurch verringern sich, bei unverändertem Nutzenergiebedarf, das Endenergieaufkommen und die
damit verbundenen CO2-Emissionen.
Durch den Fortschritt der Technik, die Einführung neuer und den Rückbau veralteter
Technologien kommt es im Bestand naturgemäß zu einer ständigen Steigerung der Effizienz. In den verschiedenen Anwendungen unterscheiden sich diese Steigerungsraten
entsprechend ihrem bisher erreichten Entwicklungsstand. Die reale Effizienzsteigerung
im Bestand wird jedoch nicht ausschließlich durch die technischen Möglichkeiten beeinflusst. Vielmehr sind insbesondere Mechanismen der Marktdurchdringung für die Einführung effizienter Technologien und damit für die Effizienzsteigerung eine limitierende
Größe. Neben wirtschaftlichen Überlegungen sind oft auch subjektive Beweggründe, wie
mangelnde Innovationsbereitschaft oder ästhetische Gesichtspunkte beschränkende Einflüsse, die eine rasche und vollständige Bestandsdurchdringung verhindern. Dennoch
treffen Maßnahmen zur Steigerung der Umwandlungseffizienz in der Bevölkerung meist
auf große Akzeptanz, da sie die Deckung des Bedarfs an sich nicht beeinträchtigen.
Exemplarisch sei an dieser Stelle ein Heizkesseltausch angesprochen. Da durch den
Einbau eines energieeffizienteren Modells dem Nutzer für gewöhnlich keine Komforteinbußen entstehen, möglicherweise sogar die Versorgung verbessert wird, treffen diese
und ähnliche Maßnahmen auf große Akzeptanz. Lediglich wirtschaftliche Gesichtspunkte stellen für die Umsetzung eine Limitierung dar. Effizienzerhöhende Maßnahmen
werden daher meist nur durchgeführt, wenn eine Anlage aufgrund ihres Alters oder
ihrer Funktionsfähigkeit an sich ausgetauscht werden muss. Im Gegensatz zu den
Haushalten sind in GHD, wie auch der Industrie, kurze Amortisationszeiten ein stark
ausschlaggebendes Kriterium bei Investitionsentscheidungen. So kommt es vor, dass bereits mittelfristig rentable Maßnahmen mit Amortisationszeiten von wenigen Jahren
nicht umgesetzt werden, da es gesamtwirtschaftlich oft sinnvoller erscheint, die für die
Grundlegende Möglichkeiten der CO2-Vermeidung
7
Mehrinvestition notwendigen Mittel anderweitig zu verwenden, um einen höheren Ertrag zu erwirtschaften.
Im Bereich der Umwandlungseffizienz finden sich mannigfache Möglichkeiten zur
Effizienzerhöhung. Das Gebiet ist so umfangreich und vielfältig wie die Technologien
selbst. Es ist daher nicht oder nur schwer möglich, alle Maßnahmen und deren Potenziale näher zu untersuchen, weshalb man sich bei Untersuchungen jeweils auf einige
ausgewählte, anwendungsspezifische Technikoptionen, deren Bestand ein energetisch
relevantes Niveau überschreitet, beschränken muss.
Energieträgersubstitution
Die Substitution von Endenergieträgern durch schadstoffärmere stellt die dritte Möglichkeit zur CO2-Vermeidung auf Verbraucherebene dar. Hierbei sind die jeweiligen
Vorketten stets zu berücksichtigen, d.h. neben den direkten Emissionen müssen auch
diejenigen der Energieträgerbereitstellung (indirekte Emissionen) berücksichtigt werden. Dies geschieht durch die Verwendung spezifischer Emissionsfaktoren, die auf Basis
aktueller Zahlen im Vorfeld berechnet werden.
Die Substituierbarkeit von Energieträgern hängt stark von der jeweiligen Anwendung
sowie den spezifischen Eigenschaften und der Verfügbarkeit der Energieträger ab. In
den Anwendungsbereichen ‚mechanische Energie’ (stationär), ‚Beleuchtung’ und insbesondere ‚Information und Kommunikation’ besteht in der Regel keine wirtschaftliche
Alternative zur Verwendung von elektrischer Energie. Dies spiegelt sich auch in den
aktuellen Anwendungsbilanzen wieder. In GHD finden zwar auch Kraftstoffe in nennenswertem Umfang zur Bereitstellung mechanischer Energie Verwendung, jedoch werden diese fast ausschließlich in den Bereichen ‚Landwirtschaft’ und ‚Militärische
Dienste’ für mobilen Anwendungen eingesetzt.
Anders hingegen stellt sich die Situation bei der Bereitstellung von Wärme dar. Prinzipiell können hierzu alle Endenergieträger – von Brennstoffen, über Fernwärme bis hin
zu elektrischer Energie – eingesetzt werden. Limitierend wirken sich hier überwiegend
Verfügbarkeit, Lagerbarkeit und Bedienkomfort/Personalaufwand der einzelnen Energieträger und ihrer Feuerungskonzepte aus. Für die Raumwärmebereitstellung und
Warmwasserbereitung steht eine Vielzahl von Techniken und Geräten zur Verfügung,
die es erlauben, unterschiedliche Energieträger einzusetzen. Lediglich die eben genannten Kriterien „Verfügbarkeit“, „Lagerbarkeit“ und „Bedienkomfort/Personalaufwand“
schränken den Einsatz einiger Energieträger lokal ein. So können die leitungsgebundenen Endenergieträger Erdgas und Fernwärme naturgemäß nur dort verwendet werden,
wo sich entsprechende Leitungsnetze befinden. Wegen des erheblichen Installationsaufwandes kommen hierfür nur dicht besiedelte, urbane Gebiete in Frage. Hier ist andererseits, wegen der räumlichen Enge, die Lagerung von flüssigen und festen Energieträgern
oft nur schwer möglich und aufgrund der hohen Grundstückspreise auch oft unwirtschaftlich. Daher finden sich im leitungsversorgten innerstädtischen Bereich meist nur
vernachlässigbar wenige öl- oder festbrennstoffbetriebene Heizungsanlagen. Eine
Substitution von Gas oder Fernwärme durch Heizöl oder Festbrennstoffe (z.B. Kohle,
Holz, …) ist aus genannten Gründen somit im Regelfall auszuschließen.
Bei der Prozesswärme ist darüber hinaus auch die jeweilige Anwendung zu berücksichtigen. So sind in vielen Fällen nur elektrisch betriebene Kleingeräte auf dem Markt erhältlich, wie z.B. bei Bügeleisen oder Wasserkochern. Diese lassen sich überall dort
betreiben, wo eine Steckdose vorhanden ist, weshalb diesen eine gut ausgebaute Infra-
8
Einleitung
struktur zur Verfügung steht. Auch Erdgas könnte prinzipiell für viele thermische Anwendungen eingesetzt werden, jedoch scheitert dies schlichtweg an der nicht vorhandenen Infrastruktur. Dies hat zur Folge, dass sich kein Markt für entsprechende Geräte
bildet, weshalb diese auch nicht entwickelt und vertrieben werden. Somit schließt sich
der Kreis. Eine Substitution von elektrisch bereitgestellter Prozesswärme ist daher nicht
immer möglich und im Einzelfall, abhängig von Temperaturniveau, Einsatzort und Umfang, genauer zu untersuchen.
9
2 Methodik
2.1 Potenzialbegriff
Ein Potenzial beschreibt eine noch nicht realisierte Möglichkeit und weist damit die Erreichbarkeit eines Ziels aus. In Abbildung 2-1 sind unterschiedliche Potenzialstufen
dargestellt.
Abbildung 2-1: Unterschiedliche Potenziale
Das theoretische Ausbaupotenzial einer Technik kann praktisch nicht erreicht werden,
es bietet lediglich eine Abschätzung für die theoretisch erreichbare Obergrenze der Zielerreichung. Das technische Potenzial ergibt sich aus dem theoretischen Potenzial, das
auch tatsächlich nach heutigem Stand der Technik und Restriktionen, zum Beispiel
durch Flächenverfügbarkeit o. Ä., umgesetzt werden könnte. Das wirtschaftliche Potenzial beschränkt das technisch Machbare auf die ökonomisch umsetzbaren Möglichkeiten.
Die Erfahrung zeigt, dass oft nicht alle wirtschaftlichen Möglichkeiten ausgeschöpft
werden /GOB 04/. Oft stehen der Realisierung Aspekte wie Bequemlichkeit, Unwissenheit, Restlaufzeiten oder fehlendes Kapital entgegen, die beispielsweise den Planungshorizont von Unternehmen überschreiten. Deshalb ergibt sich in der Realität eine Zielerreichung, die dem praktischen Potenzial entspricht. Dieses muss nicht zwingend kleiner
sein als das wirtschaftliche Potenzial, da teilweise – z.B. durch Subvention oder aus
Idealismus – auch unwirtschaftliche Projekte realisiert werden.
2.1.1 Theoretisches Potenzial
Ein theoretisches Potenzial für den Ausbau einer bestimmten Technologie bzw. die
Durchführung einer Minderungsmaßnahme ergibt sich aus deren Aufgabe, eine
Mindestmenge an Nutz-/Zielenergie bereitzustellen, bzw. ein vorhandenes, z.B. regeneratives Energieangebot zu nutzen.
Gasbrennwertgeräte stellen beispielsweise über die Lebensdauer gesehen eine bestimmte Wärmemenge bereit. Für den Einsatz von Gasbrennwertgeräten ergibt sich das
10
Methodik
theoretische Potenzial daher durch die in Deutschland benötigte Wärmemenge bzw.
Wärmeleistung. Diese könnte theoretisch vollständig durch Gasbrennwertkessel bereitgestellt werden. Die sich daraus ergebende Anzahl an Geräten gibt das theoretische
Potenzial für deren Ausbau an.
Tabelle 2-1 stellt exemplarisch verschiedene Technologien und deren theoretische Ausbaupotenziale vor.
Tabelle 2-1:
Beispielhafte Darstellung verschiedener theoretischer Potenziale für den
Ausbau unterschiedlicher Technologien
Technologie
Aufgabe
Theoretisches Ausbaupotenzial für
Deutschland
Gasbrennwertkessel
Bereitstellung einer Wärmemenge und
eines Wärmestromes
Bereitstellung der gesamten Wärmemenge/-leistung in Deutschland
Wärmedämmung der
Gebäudehülle
Reduzierung der Wärmedurchgangsverluste an Gebäudehüllflächen
Dämmung der gesamten Gebäudehüllflächen in Deutschland
Windkraftanlagen Bereitstellung
und Leistung
……
von elektrischer Energie
vollständige Nutzung des Windangebotes in Deutschland
…
Die Methodik zur Ermittlung des theoretischen Potenzials kann für einzelne Technologien, je nach zu erfüllender Aufgabe, in jedem der zu betrachtenden Bereiche sehr stark
variieren und muss daher individuell angepasst werden.
Das theoretische Potenzial einer Maßnahme vollständig auszuschöpfen ist technisch
nicht möglich.
2.1.2 Technisches Potenzial
Das theoretische Potenzial unterliegt technischen Einschränkungen, die dieses Potenzial
mindern.
Das technische Ausbaupotenzial einer Maßnahme hängt stark von den Einflussparametern ab, die auf diese Maßnahme wirken. Daher muss es nach Festlegen der Maßnahmen individuell ermittelt werden. Für die Maßnahme „Gasbrennwertkessel“ muss
beispielsweise ein Gasanschluss vorhanden sein, um das Gerät betreiben zu können.
Zusätzlich sind niedrige Rücklauftemperaturen notwendig, damit der Brennwerteffekt
genutzt werden kann.
Tabelle 2-2 zeigt technische Einschränkungen und Ausbaupotenziale für die in Kapitel
2.1.1 vorgestellten Beispiele.
Potenzialbegriff
Tabelle 2-2:
11
Beispielhafte Darstellung verschiedener technischer Potenziale für den
Ausbau unterschiedlicher Technologien
Technologie
Gasbrennwertkessel
Einschränkungen
- Notwendigkeit eines Gasanschlusses
- Niedrige Temperatur für Brennwertnutzung notwendig
Wärmedämmung der
Gebäudehülle
Technisches Ausbaupotenzial für
Deutschland
Bereitstellung der Wärmemenge/leistung in Deutschland, die:
- in der Nähe eines Gasnetzes anfällt
-…
- bei niedrigen Temperaturen benötigt
wird
-…
- Denkmalschutz
Dämmung der Gebäudehüllflächen in
Deutschland, die nicht den genannten
Einschränkungen unterliegen
- bauphysikalische Einschränkungen
(z.B. Diffusionskoeffizienten)
-…
Windkraftanlagen -
fluktuierendes Winddargebot
- Mögliche Bauflächen
Geeignete Standorte, Intergration in die
allgemeine Stromversorgung
-…
……
…
Ein Ausbau der betrachteten Technologien bis deren technisches Potenzial erreicht ist,
ist technisch machbar, aber oft nicht wirtschaftlich.
2.1.3 Wirtschaftliches Potenzial
Oft ist es nicht wirtschaftlich, das gesamte technische Potenzial einer Maßnahme zu erschließen. Um die Wirtschaftlichkeit einer Maßnahme bestimmen zu können, ist eine
Bewertung gegenüber einem Referenzsystem und häufig gegenüber mehreren Varianten
notwendig. In diesem Projekt wird das Ausbaupotenzial gegenüber der Referenz ermittelt. Die Referenz entspricht dem IST-Zustand, gegenüber dem eine CO2-Einsparung
erreicht werden soll.
Tabelle 2-3 stellt die Referenzsysteme verschiedener Beispiele vor. Für die Errechnung
des wirtschaftlichen Potenzials ist jeweils eine komplexe Berechnung unter Einbeziehung ökonomischer Rahmendaten notwendig.
Tabelle 2-3:
Beispielhafte Darstellung von Referenzen und Anmerkungen zu wirtschaftlichen Ausbaupotenzialen unterschiedlicher Technologien
Technologie
Referenz (IST-Zustand)
Gasbrennwertkessel -
jeweils im Bestand befindlicher Kessel
gemäß technischem Potenzial
Wärmedämmung der
Gebäudehülle
- Dämmzustand jedes einzelnen Gebäudes gemäß technischem Potenzial
Windkraftanlagen -
verdrängter Erzeugungsmix im
bestehenden Kraftwerkspark unter Berücksichtigung des technischen
Potenzials
……
Wirtschaftliches Ausbaupotenzial für
Deutschland
Ist jeweils abhängig von der Wirtschaftlichkeitsrechnung im Vergleich mit der
Referenz und unterschiedlichen
Zielvorgaben (z.B. Emissionsminderungszielen)
…
Ein Hilfsmittel zur Bestimmung von wirtschaftlichen Potenzialen könnte die Verwendung von Vermeidungskosten sein. Eine Methodik soll in den folgenden Kapiteln hergeleitet werden.
12
Methodik
2.2 Statische Vermeidungskosten
2.2.1 Definition
CO2-Vermeidungskosten beschreiben die Kosten, die für die Reduzierung einer bestimmten CO2-Menge gegenüber einer Referenztechnologie (oder einem Referenzzeitpunkt)
aufzubringen sind. Hierin sind jeweils die Investitions- und Betriebskosten sowie die
verbrauchsgebundenen Kosten angegeben. Vermeidungskosten werden üblicherweise
spezifisch in € pro t CO2 angegeben.
Die statischen Vermeidungskosten einer Maßnahme gegenüber einer anderen ergeben
sich zu:
kV ,statisch =
k M − k Ref
e Ref − eM
=
Δk
ΔeM
statische Vermeidungskosten einer Maßnahme in €/t
kV,statisch
REFi
kRef
eRef
spez. Kosten in €/a der Referenz
spez. Emissionen in t/a der Referenz
M:
kM
eM
ΔeM
spez. Kosten in €/a der Maßnahme
spez. Emissionen in t/a der Maßnahme
spez. Vermeidung in t/a der Maßnahme
Per Definition ist dieser Ansatz nur für den Fall zulässig, wenn eine Maßnahme zu einer
CO2-Reduzierung gegenüber der Referenztechnologie führt, d.h. für positiven Nenner.
Ansonsten stellt der Quotient auch keine „Vermeidungs“-kosten mehr dar. Negative
Vermeidungskosten können somit nur entstehen, wenn die Durchführung einer Maßnahme mehr Geld einspart, als investiert werden muss, also bei negativem Δk.
Je nach Art der angesetzten Kosten kann nach /MAT 98/ zwischen einem
•
•
•
•
volkswirtschaftlichen Ansatz,
gesellschaftlichen Ansatz,
einzelwirtschaftlichen Ansatz
und einem Budgetansatz
unterschieden werden.
Ausgehend von den verschiedenen Ansätzen können jeweils unterschiedliche Aussagen
beispielsweise zu CO2-Reduzierung, Vermeidungspotenzialen oder Kosteneffizienz generiert werden.
2.2.2 Einschränkungen bei der Verwendung
Da die Vermeidungskosten immer in Relation zu ihrer Referenztechnologie oder ihrem
Referenzsystem zu sehen sind, muss auch diese Referenz immer mit angegeben werden.
In vielen Literaturquellen werden diese Annahmen und Rahmenbedingungen häufig
nicht offen gelegt, so dass ein systematischer Vergleich der Technologien und eine Interpretation der Ergebnisse - v.a. bei einem Vergleich zwischen einzelnen Studien - nicht
möglich sind /MAR 04/.
In /GEI 05/ wird die Eignung von Vermeidungskosten als Maß für die Effizienz von
Technologien ausführlich diskutiert. Bei der Berechnung sind einige Vorgaben zu
beachten:
Statische Vermeidungskosten
13
• Im Falle kleiner Effekte bei Einsparung an Energie oder Emissionen (Nenner geht
gegen 0) führen selbst geringe Kostendifferenzen zu u.U. sehr hohen Vermeidungskosten. Dies birgt somit die erhebliche Gefahr einer Fehlinterpretation. Deshalb sollte die Einsparung an Energie oder Emissionen mindestens 2 % betragen.
• Im Falle kleiner Kostendifferenzen von Δk (Zähler geht geg. 0) würden sich - egal
welche Minderungseffekte bei Energie und Emissionen (Nenner) erzielt würden immer Vermeidungskosten von ca. 0 ergeben. Deshalb auch hier die Forderung:
Referenz- und Maßnahmefall sollten sich bei den Kosten um mindestens 2 % unterscheiden.
In Tabelle 2-4 sind die unterschiedlichen Möglichkeiten bei der Berechnung der
Vermeidungskosten dargestellt. Obwohl bei sehr kleinen Differenzen von Kosten und
Emissionen eine Angabe von Vermeidungskosten nicht sinnvoll ist, lassen sich dennoch
Aussagen generieren. Im Falle gleicher Kosten und Emissionen von Maßnahme und
Referenz sind beispielsweise die Systeme ähnlich.
Tabelle 2-4:
Verschiedene Fälle bei der Berechnung von Vermeidungskosten
kV ,statisch =
Δk
k M − k Ref
e Ref − eM
=
Δk
ΔeM
Anmerkungen
<0
≈0
>0
>0
Angabe von
Vermeidungskosten
möglich
Keine Angabe von
Vermeidungskosten
Angabe von
Vermeidungskosten
möglich
Maßnahme spart
gegenüber der
Referenz CO2 ein
≈0
Keine Angabe von
Vermeidungskosten
Keine Angabe von
Vermeidungskosten
(Ähnl. Systeme)
Keine Angabe von
Vermeidungskosten
Gleiche
Emissionen bei
Referenz und
Maßnahme
<0
Nicht definiert
Nicht definiert
Nicht definiert
Anmerkungen
Maßnahme
wirtschaftlicher als
Referenz
Gleiche Kosten bei
Referenz und
Maßnahme
Maßnahme teurer als
Referenz
ΔeM
Mehremissionen
grün: Maßnahme wirtschaftlich
orange: Maßnahme unwirtschaftlich
weiß: Durchführung abwägen
Aussagen zu einem gesamtwirtschaftlichen CO2-Einsparpotenzial lassen sich nicht
allein mit Kenntnis der Vermeidungskosten einzelner Maßnahmen generieren. Hierzu
ist es notwendig, die jeweiligen Rahmenbedingungen, beispielsweise die technischen
Ausbaupotenziale, zu kennen. Dann ist es allerdings möglich, mit Hilfe geeigneter Methoden wirtschaftliche Potenziale für die Vermeidung von CO2 abzuschätzen.
2.2.3 Potenzialermittlung mit Hilfe von statischen Vermeidungskosten
Um mit Hilfe von Vermeidungskosten wirtschaftliche Potenziale für den Einsatz von
Technologien erarbeiten zu können, ist eine Projektion der statischen Einzelfallbetrachtung auf das Gesamtsystem mit der Gesamtheit der installierten Technologievarianten
14
Methodik
notwendig. Dadurch ist es nicht möglich, lediglich eine einzige Referenztechnologie für
die Vermeidungskostenberechnung zu verwenden. Vielmehr führt eine Potenzialermittlung bezogen auf eine sich beständig ändernde Referenz zu einer Art Dynamisierung der
Vermeidungskosten.
Probleme bei Verwendung von statischen Vermeidungskosten
Üblicherweise werden die Vermeidungskosten, die sich aus der statischen Berechnung
(konstante Referenz) ergeben, in Diagrammen ähnlich Abbildung 2-2 dargestellt. Die
Länge der Balken ergibt sich aus der Betrachtung von Minimal- und Maximalwerten,
die exemplarisch durch eine Rechnung mit „schlechtester“ bzw. „bester“ denkbarer
Referenz ermittelt werden.
Maßnahme 1
Maßnahme 2
Maßnahme 3
Maßnahme 4
Maßnahme 5
Spezifische Vermeidungskosten in €/tCO2*a
Abbildung 2-2: Klassische Darstellung von Vermeidungskosten
An der Darstellung in Abbildung 2-2 gibt es einige Kritikpunkte, die kurz dargestellt
und erläutert werden sollen:
Es fehlt die Angabe der Referenz.
Wie oben erwähnt, ist diese unbedingt notwendig zur Interpretation der Ergebnisse,
insbesondere beim Vergleich der Ergebnisse unterschiedlicher Studien.
Oft wird zudem nur eine einzige Maßnahme in einem bestimmten Sektor betrachtet, bei
der die Referenz variiert wird. Beispielsweise wird der Einbau einer Wärmepumpe
(Maßnahme) mit einem Gaskessel (Referenz 1) und einem Ölkessel (Referenz 2)
verglichen. Somit ist keine Aussage möglich, ob die CO2-Vermeidung durch die Maßnahme „Wärmepumpensystem“ wirtschaftlicher ist, als eine andere Technik in der
Hausenergieversorgung.
Eine Maßnahmendurchführung verändert die jeweilige Referenz für weitere
Maßnahmen.
Sobald eine Maßnahme durchgeführt wurde, verändert sich die Referenz für weitere
Maßnahmen. Beispielsweise wird durch die Dämmung (Maßnahme 1) eines Gebäudes
der Heizwärmebedarf reduziert. Bei einem nachfolgenden Austausch des Heizkessels
(Maßnahme 2) wird damit eine geringere absolute Emissionsreduzierung durch diese
Maßnahme 2 entstehen, als ohne Wärmedämmung (Maßnahme 1) möglich gewesen
wäre. Bezogen auf die CO2-Vermeidung wird es also spezifisch teurer, weitere Maßnahmen durchzuführen. Dadurch verschieben sich die Balken nach rechts (in
Abbildung 2-3 mit Pfeilen angedeutet). Es kommt zu einer Dynamisierung der
Referenz.
Statische Vermeidungskosten
15
Maßnahme 1
Maßnahme 2
Maßnahme 3
Maßnahme 4
Maßnahme 5
Abbildung 2-3: Wechselwirkungen zwischen Maßnahmen (Dynamisierung der Referenz)
Unterschiedliche Maßnahmen schließen sich gegenseitig aus (konkurrierende
Technologien).
Möglicherweise schließt eine technische Variante eine weitere Maßnahme nicht nur aus
wirtschaftlichen Gründen (Maßnahme wird zu teuer) aus, sondern auch aus technischen
Gründen. So verbietet sich beispielsweise die Dämmung eines Hauses mit Material 2,
wenn bereits mit Material 1 gedämmt wurde, oder der Einbau einer PV-Anlage ist nicht
mehr möglich, weil bereits eine solarthermische Anlage installiert wurde und keine weiteren Dachflächen zur Verfügung stehen. Eine derartige Maßnahme teilt sich daher das
CO2-Vermeidungspotenzial mit ihrer konkurrierenden Technologie.
Vermeidungskosten unterschiedlicher Maßnahmen können gleich sein.
Dieser Fall ist in Abbildung 2-4 schraffiert dargestellt. Die Entscheidung, welche Maßnahme zuerst durchgeführt werden soll, wird dadurch erheblich erschwert. CO2-Vermeidungskosten stellen lediglich ein Verhältnis von Kosten zu Emissionsminderung dar und
liefern keinerlei Informationen zu erreichbaren Einsparungen und damit CO2-Vermeidungspotenzialen.
Maßnahme 1
Maßnahme 2
Maßnahme 3
Maßnahme 4
Maßnahme 5
Abbildung 2-4: Gleiche Vermeidungskosten
Aus all diesen Darstellungen können keine Potenziale abgeleitet werden.
Wie oben erwähnt, kann aus der reinen Kenntnis der Vermeidungskosten kein wirtschaftliches Potenzial für die Nutzung einer Technologie ermittelt werden. Dazu müssen
immer auch die technischen Potenziale beachtet werden. Es kann beispielsweise technisch unmöglich sein, nur die kostengünstigste Maßnahme durchzuführen und damit
eine vorgegebene Menge an CO2 einzusparen.
16
Methodik
Fazit zur Verwendung statischer Vermeidungskosten zur Potenzialermittlung
Die Verwendung der statischen Vermeidungskosten (mit fester Referenz) ist dann denkbar, wenn eine Neubauentscheidung zwischen verschiedenen Varianten getroffen werden soll. Als Referenz wird entweder die vorhandene Altanlage verwendet, oder aus den
neu zu bauenden Varianten diejenige Technologie mit den höchsten Emissionen ausgewählt. Das Emissionsvermeidungspotenzial ist dann implizit durch die Emissionsreduktion für diesen einen Versorgungsfall festgelegt. Beim Vergleich der anderen Varianten
mit diesem System ist gewährleistet, dass Vermeidungskosten berechnet und gegeneinander verglichen werden können (ΔeM >0).
Die Bewertung der Maßnahmen mit Hilfe statischer Vermeidungskosten sollte rein qualitativ erfolgen. Eine Projektion der Ergebnisse einer Einzelfallbetrachtung auf das
energiewirtschaftliche Gesamtsystem verbietet sich aufgrund der Vorgabe einer festen
Referenz.
Beispielsweise werden sich in der Realität aufgrund der unterschiedlichen Heizkessel im
Bestand (entspräche einer breiten Variation von Referenzsystemen = dynamische Referenz) auch verschiedene Vermeidungskosten für eine einzige Maßnahme „Ersatz durch
Gasbrennwertkessel“ einstellen. Auch für eine einzige Maßnahme „Ersatz durch Wärmepumpe“ mit der gleichen Bandbreite an Referenzsystemen wird das der Fall sein. Ein
Vergleich der beiden Maßnahmen auf Basis von errechneten Werten aus Studien mit
fester Referenz (statische Vermeidungskosten) führt damit in den meisten realen Fällen
zu vollkommen falschen Schlussfolgerungen. Lediglich für die Fälle, bei denen der reale
IST-Zustand zufällig mit der in diesen Studien angesetzten Referenz übereinstimmt,
sind die Ergebnisse übertragbar.
Ansatz von Sanierungszyklen
Eine alternative Möglichkeit, Gesamtkosten für einen kompletten Wirtschaftsraum abzuleiten, könnte der Ansatz von Sanierungszyklen sein. Es werden dabei nur die Maßnahmen betrachtet, die in direkter Verbindung mit Sanierungszyklen stehen. Gegenüber
dieser ohnehin anstehenden Renovierung wird als Add-On eine zusätzliche Mehrinvestition in energiesparende Technologien betrachtet, z.B. die Außendämmung einer Fassade, wenn diese ohnehin neu verputzt werden muss. Zur Ermittlung der Sanierungszyklen muss die Altersstruktur und Lebensdauer der Referenztechnologien bekannt
sein.
Durch diesen Ansatz werden die Potenziale tendenziell untererfasst, da vorgezogene Effizienzmaßnahmen nicht bewertet werden. Wenn beispielsweise eine Glühbirne gekauft
wird, kann es schon zum Zeitpunkt des Kaufs wirtschaftlich sein, diese sofort gegen eine
Energiesparlampe auszutauschen. Die Einsparung an Stromkosten wiegt den Wert der
Glühbirne und die Investition in die Energiesparlampe bei weitem auf. Zudem entsprechen Sanierungszyklen zwar den üblichen Erfahrungswerten, dennoch sind zur Praxis
erhebliche Abweichungen in großen Schwankungsbreiten festzustellen.
Schlussfolgerung
Weder der Berechnungsansatz mit Sanierungszyklen, noch die klassischen (statischen)
CO2-Vermeidungskosten mit fester Referenz (Kapitel 2.2.3) sind für die Ermittlung von
kurzfristig erschließbaren, wirtschaftlichen Potenzialen geeignet. Sie werden daher in
der vorliegenden Studie nicht weiter verfolgt. Es muss eine neue Methode „dynamischer
Dynamische Verminderungskosten
17
Verminderungskosten“ entwickelt werden, die in geeigneter Weise eine Bewertung von
Maßnahmen bei den unterschiedlichsten Anforderungen des Bestandes gestattet.
2.3 Dy namische Verminderungskosten
2.3.1 Ableitung der dynamischen Verminderungskosten
Der Terminus Vermeidungskosten suggeriert dem technischen Laien eine aktive Vermeidung von CO2-Emissionen. Vielmehr handelt es sich jedoch allenfalls um eine Reduzierung des in Summe ausgestoßenen Kohlendioxids, so dass sich die Verwendung des
Begriffes Verminderungskosten anbietet. Dieser Begriff soll daher eingeführt werden
und gleichzeitig als Abgrenzung zu den klassischen Vermeidungskosten nach Kapitel 2.2
dienen.
Formel (1) zeigt nochmals die einzelnen Komponenten der klassischen statischen Vermeidungskosten aus Kapitel 2.2.1.
kV ,statisch =
k M − k Ref
e Ref − eM
=
Δk
ΔeM
(1)
kV,statisch
statische Vermeidungskosten einer Maßnahme in €/t
Ref:
Referenz
annuitätische Kosten der Referenz in €/a
kRef
Emissionen der Referenz in t/a
eRef
M:
Maßnahme
annuitätische Kosten der Maßnahme in €/a
kM
Emissionen der Maßnahme in t/a
eM
Verminderung der Emissionen durch die Maßnahme in t/a
ΔeM
Ausgehend von den klassischen Vermeidungskosten sollen für die Definition von dynamischen Verminderungskosten die einzelnen Berechnungsbestandteile präzisiert und
dargestellt werden.
Betrachtungszeitraum
Die Berechnungen der dynamischen Verminderungskosten beziehen sich auf den ISTZustand als Referenz. Daraus ergibt sich insbesondere für die Kostenberechnung ein Betrachtungszeitraum, der durch die Lebensdauer der Maßnahme festgelegt ist. Der Beginn der Betrachtung liegt bei t=0 (IST-Zustand) und die Zeitspanne endet bei t=1. Dieser Betrachtungszeitraum kann sich für verschiedene Maßnahmen unterscheiden, da
auch die Lebensdauern der verschiedenen Technologien stark differieren können.
In Abbildung 2-5 ist der Betrachtungszeitraum, vorgegeben durch die Lebensdauer der
Maßnahme, dargestellt. Ein vorzeitiger Austausch der Referenztechnologie führt einerseits dazu, dass die Referenztechnologie bei t=0 noch eine Restlebensdauer hat. Andererseits müsste sie auch mindestens einmal ersetzt werden. Bei t=1 würde die letzte dieser Ersatztechnologien in den meisten Fällen ihr Lebensdauerende nicht erreicht haben.
18
Methodik
t=0
t=1
Lebensdauer der Maßnahme
IST
Restliche Lebensdauer der Referenz
Lebensdauer
einer Ersatztechnologie
Lebensdauer einer
weiteren Ersatztechnologie
Abbildung 2-5: Betrachtungszeitraum für die Referenz und Maßnahmen
Betrachtete Emissionen
Die Reduzierung der CO2-Emissionen kann auf zwei Arten berechnet werden:
• Variante 1: Reduzierung der durchschnittlichen jährlichen Emissionen gegenüber
der Referenz im gesamten Betrachtungszeitraum.
• Variante 2: Reduzierung der Emissionen, die im Referenzfall bei t=0 anfallen.
Unterschiede zwischen beiden Berechnungsarten ergeben sich dann, wenn im Betrachtungszeitraum ein Tausch der Referenztechnologie notwendig wäre, da sich dabei die
Emissionen der Referenz ggf. ändern würden. Bei Variante 1 ist das der Fall. Hier würden die durchschnittlichen Emissionen der Referenztechnologien zur Berechnung herangezogen.
Zielführender scheint Variante 2. Dabei werden die jährlichen Emissionen der ersetzen
Anlage im Jahr der Maßnahmendurchführung für die Berechnung verwendet. Das sind
bei der verwendeten Referenz die derzeitigen jährlichen Emissionen im IST-Zustand.
Hintergrund dieser Überlegung ist die Tatsache, dass Emissionsminderungsziele - wie
im Kyotoprotokoll festgelegt oder in politischen Diskussionen debattiert - immer auf
einen Referenzzeitpunkt und damit die zu diesem Zeitpunkt installierten Systeme bezogen werden.
Daher ist es für Erreichung von CO2-Zielen weniger wichtig, was durchschnittlich während der Anlagenlebensdauer, sondern was gegenüber dem aktuellen Zeitpunkt eingespart wird.
In diesem Projekt wird somit berechnet, wie viel gegenüber den heutigen Emissionen der
jeweiligen Referenztechnologie eingespart werden kann. Die Emissionsverminderung
muss, wie bei den Vermeidungskosten größer als 0 sein, d.h. es muss tatsächlich eine
Reduzierung des CO2-Ausstosses stattfinden.
In Formel (2) ist die Emissionsberechnung dargestellt. Als Referenz steht für die Emissionen immer die durch die Maßnahme ersetzte oder verbesserte Technologie zum Zeitpunkt t=0.
ΔeM = eRef
ΔeM
t =0
− eM
(2)
jährliche Verminderung der Emissionen durch die Maßnahme in t/a
19
Kosten der Maßnahme
Im Betrachtungszeitraum anfallende Kosten und ggf. Erlöse müssen sowohl für die
Referenz als auch die Maßnahme berücksichtigt werden. Dabei können die Kosten als
singuläre Zahlungen zu festen Zeitpunkten betrachtet werden. Alternativ bietet es sich
an, annuitätische Kosten über der gesamten Lebensdauer – im Sinne stetiger jährlicher
Zahlungen – zu betrachten. Im Gegensatz zu annuitätischen Zahlungen in einem buchhalterischen Zeitraum tritt bei diesen annuitätischen Lebensdauerkosten nicht der Fall
auf, dass in einem Zeitraum – nach Abschreibung - die Investitionskosten nicht mehr
gezahlt werden müssen. Dies erlaubt es, nachfolgende Investitionen direkt an die vorangegangenen anzuhängen.
In Abbildung 2-6 sind die bei Durchführung einer Maßnahme anfallenden Kostenanteile graphisch dargestellt. Die jeweilige Fläche repräsentiert die Gesamtkosten. Neben
den variablen Kosten K Mvar und den auf die einzelnen Jahre umgelegten Investitionskosinv
ten K Minv muss auch der „Restwert“ der Referenz K Ref
, Rest bis zum Ende der Lebensdauer
der Referenz gezahlt werden.
t=0
t=1
var
KM
inv
KM
inv
KRef,Rest
Abbildung 2-6: Bei der Durchführung einer CO2-Verminderungsmaßnahme auftretende Kosten
Die folgende Formel zeigt nochmals die Gesamtkosten, die aufgrund der Maßnahmendurchführung auftreten. Die Gesamtkosten ergeben sich jeweils aus der Summe der
annuitätischen Kosten im jeweiligen Betrachtungszeitraum.
inv
K M = K Mvar + K Minv + K Ref
, Rest
(3)
Kosten der Referenz
Exemplarisch sind die Kosten der Referenz in Abbildung 2-7 graphisch dargestellt. In
var
im Bedieser beispielhaften Darstellung sind die variablen Kosten der Referenz K Ref
trachtungszeitraum konstant. In der Realität könnten bei einer Änderung der Referenztechnologie die verbrauchsgebundenen Kosten verschieden sein. Bei t=0 fallen bis zum
Ende der Restlebensdauer der Referenz noch annuitätische Investitionskosten an
inv
).
( K Ref
, Rest
inv
Nach Beendigung der Restlebensdauer wird eine Ersatzinvestition K Ref
notwendig,
, Ersatz 1
um die Funktionalität weiter zu gewährleisten. Dabei wird in diesem Projekt davon
ausgegangen, dass diese Neubauentscheidung wieder zugunsten der ersetzten Technolo-
20
Methodik
gie getroffen worden wäre. Sollte die gleiche Technologie nicht mehr verfügbar sein,
würde zumindest eine ähnliche Technologie gleicher Güte eingesetzt.
t=0
t=1
var
KRef
Kinv
Ref,Rest
inv
KRef,Ersatz1
inv inv
KRef,Ersatz2*
KRef,Ersatz2
inv
KRef,Ersatz2,Rest
inv
KRef,Ersatz2*
Abbildung 2-7: Im Referenzfall auftretende Kostenanteile innerhalb des Betrachtungszeitraumes
Im Beispiel ist neben der ersten Ersatzinvestition noch eine weitere Ersatzinvestition
inv
notwendig, deren Lebensdauer über das Ende des Betrachtungszeitraumes
K Ref
, Ersatz 2
hinausgeht. Der Restwert dieser Investition muss der Referenz wieder gutgeschrieben
werden, da eine weitere Folgeinvestition dadurch verzögert wird. In Formel (4) werden
daher zunächst die einzelnen Kostenanteile (Flächen der Kästchen) aufsummiert und
anschließend der Restwert der letzten Investition am Ende des Betrachtungszeitraumes
wieder abgezogen.
var
inv
inv
inv
inv
K Ref = K Ref
+ K Ref
, Rest + K Ref , Ersatz 1 + K Ref , Ersatz 2 − K Ref , Ersatz 2 , Rest
(4.1)
var
inv
inv
inv
K Ref = K Ref
+ K Ref
, Rest + K Ref , Ersatz 1 + K Ref , Ersatz 2*
(4.2)
Werden die Kosten annuitätisch betrachtet, reicht es, die Kosten nur bis t=1 zu integrieren. Das impliziert den Abzug des Restwerts der letzten Ersatzinvestition. Die Flächen
in Abbildung 2-8 zeigen daher die Kosten der Referenz im Betrachtungszeitraum.
t=0
t=1
var
KRef
Kinv
Ref,Rest
inv
KRef,Ersatz1
Kinv
Ref,Ersatz2*
Abbildung 2-8: Zu betrachtende Kostenanteile der Referenz im Betrachtungszeitraum
Definition von Verminderungskosten
Die betrachteten Berechnungsbestandteile können zur Verminderungskostenformel
zusammengefügt werden. Die Differenzkosten werden dazu gebildet und auf die Emissionsminderung gemäß Formel (1) bezogen. Die Kostenbestandteile für die Differenzbe-
21
trachtung sind zusammengefasst in Abbildung 2-9 dargestellt. Oben aufgetragen sind
die Kosten der Maßnahme und unten die der Referenz.
t=1
Maßnahme
var
KM
Kinv
M
Kinv
Ref,Rest
var
KRef
inv
KRef,Rest
inv
KRef,Ersatz1
inv
KRef,Ersatz2*
Referenz
t=0
Abbildung 2-9: Schematische Darstellung zur Berechnung von Verminderungskosten
inv
)
Man erkennt nun, dass der Restwert der Investitionskosten für die Referenz ( K Ref
, Rest
keinerlei Rolle bei der Berechnung der dynamischen Verminderungskosten kV spielt.
Diese entfallen in der Formel (5.1) und manifestieren sich implizit dadurch, dass eine
Ersatzinvestition erst später notwendig wird. Während in der oberen Zeile der Restwert
der letzten Ersatzinvestition der Referenz wieder gutgeschrieben wird, ist in der unteren
Zeile dargelegt, wie die Berechnung mit annuitätischen Kosten erfolgen kann. Dabei
werden lediglich die jährlichen Kosten des Referenzsystems addiert, die im Betrachtungszeitraum anfallen.
kV
[K
=
kV =
var
M
] [
inv
var
inv
inv
inv
inv
+ K Minv + K Ref
, Rest − K Ref + K Ref , Rest + K Ref , Ersatz1 + K Ref , Ersatz 2 − K Ref , Ersatz 2 , Rest
ΔE M
inv
inv
ΔK var + K Minv − ( K Ref
, Ersatz 1 + K Ref , Ersatz 2* )
ΔE M
kV
dynamische Verminderungskosten einer Maßnahme in €/t
REF:
KRef
var
inv
Ersatz
Kosten der Referenz in €
variable Kosten der Referenz
Investitionskosten der Referenz
Kosten einer im Betrachtungszeitraum notwendigen Ersatzinvestition
M:
KM
var
inv
ΔEM
Kosten der Maßnahme in €
variable Kosten der Maßnahme
Investitionskosten der Maßnahme
Verminderung der Emissionen durch die Maßnahme in t
]
(5.1)
(5.2)
Positive Verminderungskosten ergeben sich, wenn die Maßnahme höhere Gesamtkosten
verursacht, als die Referenz im gleichen Zeitraum. Für negative Verminderungskosten
ist es entsprechend umgekehrt. Diese Maßnahmen wären daher ohnehin wirtschaftlich
und sollten ungeachtet der CO2-Einsparung durchgeführt werden. Die Methodik der
dynamischen Verminderungskosten geht aus der klassischen Methodik der statischen
Vermeidungskosten hervor, weshalb die Aussage aus Tabelle 2-4 auch weiterhin ihre
Gültigkeit behält.
22
Methodik
Da bei der Berechnung der dynamischen Verminderungskosten für den Referenzfall
Investitionskosten einfließen, die erst in der Zukunft getätigt werden müssten, soll in
den folgenden Kapiteln eine Methode dargestellt werden, wie diese zukünftige
Investition aus heutiger Sicht wirtschaftlich korrekt bewertet werden kann.
2.3.2 Finanzmathematische Verfahren
Legt man Geld bei einer Bank an, so wird es verzinst. Die Anlage eines Betrags K0 bei
einem Zinssatz von i und einer Laufzeit von t Jahren ergibt zum Ende der Laufzeit den
um die Verzinsung höheren Betrag Kt.
K t = K 0 ⋅ (1 + i ) t
2.3.2.1 Barwert
Je länger das Geld angelegt wird, desto höher wird Kt. Dies kann man auch umgekehrt
betrachten. Wird in t Jahren eine Zahlung mit dem Betrag Kt fällig, so muss zum jetzigen Zeitpunkt nicht Kt zurückgelegt werden, sondern der um die Verzinsung geringere
Betrag K0, welcher Barwert genannt wird. Die Berechnung des Barwerts (K0 zum Zeitpunkt t0) aus der Höhe dieses Betrags zu einem späteren Zeitpunkt t (Endkapital,
Zukunftswert), wird Abzinsung oder Diskontierung (engl. discounting) genannt.
Definition:
Der Barwert ist der Wert einer zukünftigen Zahlung am Anfang der Laufzeit.
K0 =
Kt
(1 + i ) t
(K0 Barwert, Gegenwartswert, present value)
Durch Diskontierung erhält man also den Betrag K0, den man zum Zeitpunkt t0 hätte
anlegen müssen, um ein bestimmtes Endkapital Kt nach der Zeit t zu erreichen. Analog
kann auch berechnet werden, was eine zukünftige Geldeinnahme Kt zum jetzigen Zeitpunkt t0 wert ist.
Beispiel Barwert
Eine Anlage von 1.000 € im Jahr 0 führt bei 6 % Zins zu einer Auszahlung von 1.791 €
nach 10 Jahren. Möchte man stattdessen Geld so anlegen, dass man in 5 oder 10 Jahren
1.000 € hat, so kann man einen um die Zinssumme geringeren Betrag anlegen (siehe
Abbildung 2-10). Die Höhe des Betrags kann durch Diskontierung berechnet werden.
Analog dazu ist auch eine Zahlung, die erst in 5 oder 10 Jahren zu leisten ist, heute
nicht in vollem Umfang zu bewerten. Um z.B. in 5 Jahren eine Zahlung von 1.000 €
leisten zu können, muss heute (im Jahr 0) nur ein Barwert von ca. 747 € vorhanden sein.
Je weiter eine Zahlung in der Zukunft liegt, desto geringer ist der auf den heutigen
Zeitpunkt diskontierte Barwert.
23
2.000
1.800
1.600
1.400
1.200
1.000
800
600
Geldanlage 1.000 € im Jahr 0
Zahlung 1.000 € in 5 Jahren
Zahlung 1.000 € in 10 Jahren
400
200
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Jahr
Abbildung 2-10: Geldanlage und Diskontierung einer Zahlung in 5 bzw. 10 Jahren
2.3.2.2 Kapitalwert
Bei einer Investition gibt es häufig mehrere Zahlungen (Einnahmen und Ausgaben) zu
verschiedenen Zeiten. Zur Bewertung der Zahlungen wird von jeder Zahlung der Barwert gebildet, dann werden die Barwerte aufsummiert. Die Summe der auf einen Anfangszeitpunkt t0 diskontierten Zahlungen Kt (Einnahmen und Ausgaben) werden als
Kapitalwert K0 bezeichnet. Der Kapitalwert entspricht also der Summe aller Barwerte.
Dabei wird die Investition, welche am Anfang getätigt wird, nicht diskontiert. So ergibt
sich der Kapitalwert einer Investition I0 mit n jährlichen Zahlungen Zt zu
n
K 0 = −I 0 + ∑
t =1
Zt
(1 + i ) t
(Kapitalwert K0, net present value)
Die Zahlung Z im Jahr t (Zt) stellt dabei die Differenz aus der Summe der Einnahmen
und der Summe der Ausgaben in diesem Jahr t dar.
Z t = ∑ Et −∑ At
Definition
Der Kapitalwert einer Investition ergibt sich als Differenz zwischen der Summe der
Barwerte aller Einzahlungen und der Summe der Barwerte aller Auszahlungen, die mit
dieser Investition zusammenhängen. /WÖHE 90/
Die Diskontierung erfolgt mit einem Zinssatz, der als gewünschte Mindestverzinsung
(Kalkulationszinsfuß) den Kapitalkosten des Investors entsprechen soll. Ist der Kapitalwert gleich Null, so wird gerade die Mindestverzinsung erzielt, das heißt die Einzahlungsüberschüsse reichen aus, die Anfangsauszahlungen zu tilgen und das investierte
Kapital zum Kalkulationszinsfuß zu verzinsen. /WÖHE 90/
Beispiel Kapitalwertmethode
Zur Visualisierung der Berechnung des Kapitalwerts eignet der Kapitalwertverlauf,
welcher die jährlichen Barwerte (diskontierte Zahlungen) als Balken und die Summe der
Barwerte als Linie zeigt. Die Summe der Barwerte zum Ende der Laufzeit ergibt den
24
Methodik
Kapitalwert aller Zahlungen. Dieser Kapitalwertverlauf zeigt den Einfluss einzelner
Zahlungen, für die Betrachtung der Wirtschaftlichkeit ist aber nur der Kapitalwert am
Ende des Betrachtungszeitraumes bezogen auf t0 relevant. Abbildung 2-11 zeigt den
Barwert der einzelnen Zahlungen und den Verlauf des Kapitalwerts in den jeweiligen
Jahren für eine Geldanlage bei einer Bank, bei welcher die Zinsen jährlich ausgezahlt
werden. Bei der Kapitalverzinsung wird zum Jahr Null bei einer Bank 10.000 € für 15
Jahre angelegt. Durch die jährlich ausgezahlten Zinsen erhöht sich der Kapitalwert um
jeweils den Barwert der Zinsen. Da die zukünftigen, konstanten Zahlungen für die
Betrachtung zum aktuellen Zeitpunkt diskontiert werden, trägt die Verzinsung mit den
Jahren immer weniger zur Erhöhung des Kapitalwerts bei, daher sinken die Barwerte
der Zinszahlungen in Abbildung 2-11 mit zunehmender Zeit. Zum Ende der Laufzeit
wird das angelegte Geld von der Bank zurückgezahlt. Auch diese Zahlung wird diskontiert, so dass die Rückzahlung von 10.000 € bei einem Zinssatz von 6 % nach 15 Jahren
nur noch mit 4.113 € zur Erhöhung des Kapitalwerts beiträgt. Da für die Diskontierung
in dem dargestellten Beispiel der bankübliche Zinssatz angesetzt wird, ergibt sich nach
15 Jahren Laufzeit ein Kapitalwert von Null. Wäre der Kapitalwert größer Null, so wäre
die Verzinsung besser als die angesetzte Mindestverzinsung. Wäre der Kapitalwert
kleiner Null, so wäre die Verzinsung schlechter als die angesetzte Mindestverzinsung,
die Investition sollte nicht getätigt werden. Wird als Mindestverzinsung der bankübliche
Zinssatz angesetzt, so erhält man mit dem Kapitelwert die Aussage, ob eine Investition
eine höhere oder geringere Verzinsung als die Geldanlage bei einer Bank ergibt.
6.000 €
Barwert der Zahlungen (Kapitalverzinsung)
4.000 €
Kapitalwertverlauf (Kapitalverzinsung)
2.000 €
0€
-2.000 €
-4.000 €
-6.000 €
-8.000 €
-10.000 €
-12.000 €
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Jahr
Abbildung 2-11: Betrachtung einer Kapitalanlage mit dem Kapitalwertverlauf
Die Kapitalwertmethode gibt also Auskunft darüber, ob eine Maßnahme ökonomisch
besser oder schlechter als eine vorgegebene Verzinsung ist und zeigt die auf den heutigen Zeitpunkt korrigierten diskontierten Kosten bzw. Erträge während des gesamten
Betrachtungszeitraums. Der Betrachtungszeitraum kann dabei die Lebensdauer einer
Anlage oder ein Teil davon sein.
Vollkommener Kapitalmarkt
Die Kapitalwertmethode geht von der Voraussetzung aus, dass zum Kalkulationszinsfuß
beliebige Summen von Kapital ausgeliehen bzw. beschafft werden können. Das setzt
einen vollkommenen Kapitalmarkt voraus, auf dem der Sollzinssatz gleich dem Haben-
25
zinssatz ist. Wird diese Voraussetzung nicht erfüllt, so gibt die Kapitalwertmethode die
Rentabilität der Investitionsobjekte verzerrt wieder. Zudem existiert bisher kein praktizierbares Verfahren, den exakten Kalkulationszinsfuß zu bestimmen. Er muss daher auf
der Basis von subjektiven Annahmen geschätzt werden. /WÖHE 90/
Einige weitere Beispiele sollen nun zur Veranschaulichung der Methodenanwendung
dienen. Der Zinsfuß ist bei diesen Beispielen immer 6 %.
Investitionsentscheidung gegenüber Geldanlage
Zur Prüfung, ob es ökonomischer ist, eine PV-Anlage zu bauen oder die Investitionssumme bei der Bank anzulegen, wird beispielhaft und vereinfacht die Investition von
10.000 € in eine PV-Anlage betrachtet. Die Anlage erwirtschafte jedes Jahr 1.025 € durch
die Stromeinspeisung (2,1 kWpeak, 950 kWh/kWpeak, 51,8 ct/kWh EEG-Vergütung). Zur
Vereinfachung werden nur eine Anfangs-Investition und der jährliche Ertrag der Maßnahme betrachtet. Sonstige in der Realität anfallende Kosten, wie Wartung und Instandhaltung, Versicherung und Betriebskosten, seien Null. Die Lebensdauer wird mit
20 Jahren angenommen, zum Ende der Maßnahme hat die Anlage keinen Restwert
mehr. Sie kann also aus technischen Gründen nicht weiter betrieben werden und es
wäre eine Folgeinvestition notwendig. Abbildung 2-12 zeigt die Barwerte der jährlichen
Zahlungen und den Kapitalwertverlauf dieser Maßnahme. Die Amortisationszeit der
Maßnahme beträgt ca. 15 Jahre, nach dieser Zeit beträgt der Kapitalwert 0, die diskontierten Einnahmen und Kosten sind ausgeglichen. Nach Ende der technischen Lebensdauer von 20 Jahren beträgt der Kapitalwert der PV-Anlage +1.760 € und der Kapitalwert der Bankanlage 0 €, da Habenzins und Sollzins gleich sind (siehe oben). Die PVAnlage erwirtschaftet auf den heutigen Zeitpunkt diskontiert also 1.760 € mehr als eine
Bankanlage.
Barwert der Zahlungen (Kapitalverzinsung)
Barwert der Zahlungen (PV-Anlage)
Kapitalwertverlauf (Kapitalverzinsung)
Kapitalwertverlauf (PV-Anlage)
4.000 €
2.000 €
0€
-2.000 €
-4.000 €
-6.000 €
-8.000 €
-10.000 €
-12.000 €
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Jahr
Abbildung 2-12: Kapitalwertverlauf von Geldanlage und Investition in PV-Anlage
26
Methodik
2.3.2.3 Annuitätenmethode
Die Annuität bezeichnet eine regelmäßige, in ihrer Höhe gleich bleibende Zahlung. Im
Betrachtungszeitraum (z.B. Lebensdauer einer Technologie) anfallende Investitionen,
laufende Kosten oder Erträge werden dabei gleichmäßig über den Betrachtungszeitraum
verteilt, um die Zahlungen einfacher bewerten zu können. Wie bei der Kapitalwertmethode werden alle Zahlungen diskontiert. Die Berechnung der annuitätischen Geldflüsse erfolgt, indem der Kapitalwert zu Null gesetzt wird. Dies ermöglicht die Umrechnung der verschiedenen Zahlungsflüsse zu konstanten jährlichen Zahlungen.
n
K = 0 = −I 0 + ∑
t =1
Z t − AN
(1 + i ) t
Anforderung: Kapitalwert = 0
Für eine jährliche Zahlung Zt = Z = konst. kann die Gleichung nach der Annuität AN
aufgelöst werden.
AN = − I 0 ⋅
(1 + i ) n ⋅ i
+Z
(1 + i ) n − 1
Sind die jährlichen Zahlungen Zt z.B. wegen einer Energiepreissteigerung nicht konstant, so muss dies in der Annuität berücksichtigt werden.
Ein Heizkessel mit 4.000 € Investitionskosten und 1.800 € jährlichen Energiekosten hat
auf eine Lebensdauer von 15 Jahren einen Kapitalwert von ca. -21.480 €, d.h. die Lebenszykluskosten betragen -21.480 €. Die Annuität dieses Kessels beträgt -2.210 €.
Abbildung 2-13 zeigt die einzelnen Barwerte der Zahlungen und den Kapitalwertverlauf der Investitions- und Energiekosten eines Heizkessels in grün. Orange dargestellt
ist derselbe Heizkessel, diesmal allerdings mit der Annuität von 2.210 € als Einnahme.
Dies ergibt einen positiven jährlichen Zahlungsfluss von 2.210 €-1.800 € = 412 €. Durch
die jährliche Einnahme der Annuität ergibt sich zum Ende des Betrachtungszeitraumes
ein Kapitalwert von 0.
Barwert der Zahlungen (Heizkessel)
10.000 €
Barwert der Zahlungen (Heizkessel mit annuitätischen
Zahlungen)
Kapitalwertverlauf (Heizkessel)
5.000 €
0€
-5.000 €
-10.000 €
-15.000 €
-20.000 €
-25.000 €
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
Abbildung 2-13: Kapitalwert mit und ohne annuitätische Zahlungen
14
15
27
2.3.2.4 Verständnisbeispiele
Vergleich verschiedener Investitionen
Beim Neubau bzw. bei Defekt eines alten Geräts ist eine Entscheidung notwendig,
welche zur Verfügung stehende Technik die Günstigste ist. Die Kapitalwertmethode
ermöglicht auch den Vergleich verschiedener Maßnahmen, die keine Erträge bringen,
wie z.B. Wärmeerzeuger. In dem folgenden Beispiel werden ein Gas-Niedertemperaturkessel und eine elektrische Wärmepumpe vergleichend gegenübergestellt. Zur Vereinfachung treten auch hier lediglich die Anfangsinvestition und jährliche Energiekosten auf.
Der Niedertemperaturkessel koste ca. 6.600 € und benötige Erdgas mit jährlichen
Kosten von 3.950 €. Die Wärmepumpe koste dagegen ca. 15.000 € und benötige jährlich
Strom in Höhe von 2.250 €. Es wird angenommen, dass die Lebensdauer von Wärmepumpe und Heizkessel jeweils 15 Jahre beträgt. Ein sinnvoller Vergleich setzt hier
voraus, dass beide Anlagen zwar keine Erträge, aber den selben Nutzen (Wärmeerzeugung in selber Höhe mit derselben Zuverlässigkeit) bringen.
Die Betrachtung des Kapitalwertverlaufs in Abbildung 2-14 zeigt, dass der Niedertemperaturkessel wegen der niedrigeren Investitionskosten in den ersten Jahren günstiger
ist. Nach ca. 6 Jahren sind die diskontierten Kosten beider Systeme etwa gleich, nach 15
Jahren beträgt der Kapitalwert des Niedertemperaturkessels -45.000 €. Der Kapitalwert
der Wärmepumpe liegt um ca. 8.000 € höher bei -37.000 €. Wenn bei einem Neubau die
Entscheidung zwischen den beiden Systemen ansteht, wäre die Wärmepumpe die
wirtschaftlichere Entscheidung.
0€
-5.000 €
Barwert der Zahlungen (Gas-Brennwertkessel)
Barwert der Zahlungen (El. Wärmepumpe)
Kapitalwertverlauf (Gas-Brennwertkessel)
Kapitalwertverlauf (El. Wärmepumpe)
-10.000 €
-15.000 €
-20.000 €
-25.000 €
-30.000 €
-35.000 €
-40.000 €
-45.000 €
-50.000 €
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Jahr
Abbildung 2-14: Beispielhafter Vergleich bei Neuinvestition in einen Gas-Niedertemperaturkessel oder eine elektrische Wärmepumpe
Die annuitätischen Kosten für den Niedertemperaturkessel betragen ca. 4.600 €/a, für
die Wärmepumpe ca. 3.800 €/a. Der Vergleich der Annuitäten zeigt, dass die jährlichen
Kosten der Wärmepumpe um ca. 800 €/a geringer sind. Die Wärmepumpe wäre in
diesem Fall die ökonomisch bessere Variante.
28
Methodik
Vorzeitiger Austausch
Um die jährlichen Energiekosten zu reduzieren oder um kurzfristig den CO2-Ausstoß zu
senken, kann die oben beschriebene Wärmepumpe auch vor dem Ende der technischen
Lebensdauer eines vorhandenen Ölkessels eingebaut werden. Hierbei ist zu beachten,
dass die Lebensdauer der Wärmepumpe beim Einbau 15 Jahre beträgt. In dieser Zeit
wäre bei der Referenz, dem vorhandenen Ölkessel, eine Ersatzinvestition notwendig
geworden. Dadurch ändern sich die während des Betrachtungszeitraums anfallenden
Kosten der Referenz (Ölkessel), während die Kosten der Maßnahme (Wärmepumpe)
immer gleich bleiben.
Kreditrückzahlungen für den bestehenden Kessel sind sowohl bei dem Austausch des
Kessels (Maßnahme) als auch bei Beibehaltung (Referenz) weiterhin zu leisten. Da diese
Kosten in beiden Fällen auftreten, kürzen sich die Kosten beim Vergleich von Maßnahme und Referenz weg, daher müssen sie nicht in der Betrachtung enthalten sein.
Ebenso werden bereits getätigte Investitionen nicht berücksichtigt, da sie auch auf
beiden Seiten stehen würden und sich aufheben (vgl. auch Kapitel 2.3).
Wird die Maßnahme durchgeführt, so wird der alte Kessel abgebaut und entsorgt. Ein
Verkauf ist üblicherweise nicht möglich, da es keinen Markt für gebrauchte Kessel gibt.
Der Restwert des vorhandenen Kessels besteht bei der Referenz allein darin, dass bis
zum Ende der Kessellebensdauer keine Investition getätigt werden müsste. Eine heute
zu tätigende Investition von 10.000 € wird komplett eingerechnet. Wenn erst in 10
Jahren eine Re-Investition notwendig ist, so werden deren 10.000 € auf einen heutigen
Barwert von 5.584 € diskontiert. Der Restwert eines Kessels, der noch 10 Jahre funktionsfähig ist, entspricht also der Diskontierung der später durchgeführten Reinvestition,
in diesem Fall wäre der Restwert des Kessels 10.000 € - 5.584 € = 4.416 €. Wenn zum
Ende des Betrachtungszeitraums die Lebensdauer der Reinvestition nicht endet, ergibt
sich wiederum ein Restwert, da nicht sofort zum Ende des Betrachtungszeitraums
erneut reinvestiert werden muss. Dieser wird als Gutschrift im letzten Jahr berücksichtigt und für die Betrachtung zum heutigen Zeitpunkt diskontiert.
In den folgenden Beispielen seien Ölkessel betrachtet, die noch eine Restlebensdauer
von 5, 10 bzw. 14 Jahren hätten.
Kessel mit 5 Jahren Restlebensdauer
Wenn der auszutauschende Kessel noch 5 Jahre funktionieren würde, wäre nach diesen
5 Jahren eine Ersatzinvestition notwendig (siehe Abbildung 2-15). Zum Ende des
Betrachtungszeitraumes von 15 Jahren hätte die Ersatzinvestition noch eine Lebensdauer von 5 Jahren. Die restliche Lebensdauer wird zum Ende des Betrachtungszeitraums vergütet, wodurch sich im letzten Jahr die Kapitalwerte von Kessel und Wärmepumpe annähern. Der Kapitalwert der Beheizung mittels Kessel (Referenz) beträgt
ca. -42.600 € (Annuität 4.400 €/a), der der Wärmepumpenheizung -37.000 € (3.800 €/a).
Erst nach 8 Jahren sind die Kosten der Wärmepumpe geringer als die des
Brennwertkessels.
29
0€
-5.000 €
-10.000 €
-15.000 €
-20.000 €
-25.000 €
-30.000 €
-35.000 €
-40.000 €
-45.000 €
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Jahr
Abbildung 2-15: Beispielhafter Vergleich von Wärmepumpe und Niedertemperaturkessel
bei einer Restlebensdauer des Kessels von 5 Jahren
Würde der auszutauschende Kessel noch 10 Jahre funktionieren, wäre nach diesen
10 Jahren eine Ersatzinvestition notwendig. Der Kapitalwert des Kessels (Referenz)
beträgt ca. -40.800 € (4.200 €/a), der der Wärmepumpe weiterhin -37.000 € (3.800 €/a)
(vgl. Abbildung 2-16).
0€
-5.000 €
-10.000 €
-15.000 €
-20.000 €
-25.000 €
-30.000 €
-35.000 €
-40.000 €
-45.000 €
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Jahr
Für die dritte Annahme wird ein Kessel mit einer Restlebensdauer von 14 Jahren
zugrunde gelegt. Nach diesem Zeitraum wird die Ersatzinvestition fällig. Der Kapitalwert des Kessels (Referenz) beträgt ca. -39.700 € (4.100 €/a), der der Wärmepumpe
-37.000 € (3.800 €/a) (siehe Abbildung 2-17). Erst nach 13 Jahren sind die Kosten der
Wärmepumpe geringer.
30
Methodik
0€
-5.000 €
-10.000 €
-15.000 €
-20.000 €
-25.000 €
-30.000 €
-35.000 €
-40.000 €
-45.000 €
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Jahr
Vergleich der Ergebnisse bei vorzeitigem Austausch
Der monetäre Vorteil beim Einbau der Wärmepumpe, der sich aus der Differenz des
Kapitalwerts von Maßnahme und Referenz ergibt, ist von der restlichen Lebensdauer
der bereits vorhandenen Referenz abhängig.
Je höher die restliche Lebensdauer der Referenz,
• desto später wäre eine Ersatzinvestition notwendig,
• desto höher fällt die Vergütung für die über den Betrachtungszeitraum hinausreichende Restlebensdauer der Ersatzinvestition aus und
• desto geringer ist der Barwert der Ersatzinvestition.
Je geringer die Restlebensdauer der Referenz ist, desto kleiner ist der Zeitraum, auf den
die Ersatzinvestition diskontiert wird. Ein Neubau entspricht hierbei einer Restlebensdauer der Referenz von 0, die Diskontierung hat dann rechnerisch keinen Einfluss.
Die Wirtschaftlichkeit des vorzeitigen Einbaus einer Wärmepumpe sinkt mit steigender
Restlebensdauer des Referenzsystems: Je neuer der vorhandene Kessel, desto weniger
rentabel ist der vorzeitige Austausch. Tabelle 2-5 zeigt den Kapitalwert zum Ende des
Betrachtungszeitraums für die verschiedenen Restlebensdauern.
Tabelle 2-5:
Kostenbetrachtung verschiedener Austauschzeitpunkte
Lebensdauerkosten Referenz in €
Annuität Referenz in €/a
Lebensdauerkosten Wärmepumpe in €
Annuität Wärmepumpe in €/a
Einsparung Wärmepumpe in €/a
Neubau
Restlebensdauer
5 Jahre
Restlebensdauer
10 Jahre
Restlebensdauer
14 Jahre
-45.000
-42.600
-40.800
-39.700
4.600
4.400
4.200
4.100
-37.000
-37.000
-37.000
-37.000
3.800
3.800
3.800
3.800
600
600
400
300
31
Die Kapitalwertmethode ist geeignet, um die Zahlungsflüsse verschiedener Maßnahmen
miteinander zu vergleichen. Der Kapitalwert gibt an, wie hoch die (diskontierten)
Erträge und Kosten während der Lebensdauer sind. Wird eine Investition auf Kredit
getätigt, so muss anstelle einer einmaligen Investition der Tilgungsplan des Kredits
miteinbezogen werden, hier bieten sich annuitätisch berechnete Rückzahlungen an.
Abbildung 2-18 zeigt den Einfluss eines Kredits auf den Kapitalwertverlauf einer
Investition von 10.000 € und einer Laufzeit von 5 Jahren bei 4 % Haben-Zinssatz und
6 % Soll-Zinssatz. Bei der Einmalzahlung wird die Zahlung sofort geleistet. Bei dem
Kredit werden 5 Zahlungen durchgeführt, auf die der Zinssatz des Kredits aufgeschlagen
ist. Daher ist der Kredit die ökonomisch schlechtere Variante.
0€
-2.000 €
Barwert der Zahlungen (Einmalzahlung)
Barwert der Zahlungen (Ratenzahlung 10 Jahre)
-4.000 €
Kapitalwertverlauf (Einmalzahlung)
Kapitalwertverlauf (Ratenzahlung 10 Jahre)
-6.000 €
-8.000 €
-10.000 €
-12.000 €
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Jahr
Abbildung 2-18: Vergleich von Kreditaufnahme mit Ratenzahlung und Einmalzahlung
Für die Ermittlung eines wirtschaftlichen Potenzials wird in diesem Projekt eine betriebswirtschaftliche Bewertungsmethode gewählt. Dieses Vorgehen basiert auf der
Überlegung, dass nur diejenigen Maßnahmen umgesetzt werden, die sich für die investierende Person oder das Unternehmen auch ökonomisch rechnen. Die volkswirtschaftliche Betrachtung „Was kostet/nutzt es die/der Gemeinschaft?“ ist für die
Erschließung eines Potenzials nicht ausschlaggebend.
Der bei einer betriebswirtschaftlichen Kostenberechnung angesetzte Zinssatz kann sich
je nach untersuchtem Bereich erheblich unterscheiden. Er hat jedoch einen wesentlichen
Einfluss auf das Ergebnis der Kapitalwertmethode.
2.3.2.5 Eignung zur Berechnung von CO2-Verminderungskosten
Um eine Maßnahme zur Verringerung der CO2-Emissionen und die dazugehörige
Referenz vergleichen zu können, müssen die zu verschiedenen Zeiten auftretenden
Kosten und Erlöse und die teilweise verschiedenen Lebensdauern vergleichbar werden.
Hierzu eignet sich die Berechnung annuitätischer Kosten, da mit dieser Methode
jährliche Kosten errechnet werden, welche in direktem Zusammenhang mit den jährlich
entstehenden CO2-Emissionen bzw. deren Verminderung stehen.
32
Methodik
2.3.3 Betriebswirtschaftliche vs. quasivolkswirtschaftliche Bewertungsmethode
Wie in Kapitel 2.2.1 bereits erwähnt, sind bei der Berechnung von Vermeidungskosten
verschiedene wirtschaftliche Kostenansätze möglich. Jedoch sind nicht alle Ansätze
geeignet, um Potenziale zur Umsetzung einer Technologie zu ermitteln.
Die betriebswirtschaftliche Rechnung berücksichtigt die Kosten- und Erlösanteile aus
Betreibersicht. Nur mit der betriebswirtschaftlichen Berechnung kann ermittelt werden,
wie hoch das wirtschaftliche Potenzial zur Umsetzung von Maßnahmen ist. Mit der
volkswirtschaftlichen Berechnung dagegen könnte festgestellt werden, welche Maßnahmen aus der Sicht der Gesellschaft sinnvoll und nachhaltig sind.
Volkswirtschaftliche (nach /MAT 98/: gesellschaftliche) Betrachtungen beinhalten auch
die so genannten „externen Effekte/Kosten“ des jeweiligen Betrachtungsgegenstandes.
(z.B. eines Kraftwerkes). Dabei kann es sich beispielsweise um den Nutzen handeln, den
die Volkswirtschaft durch positive Beschäftigungseffekte oder auch Exportvorteile aus
einer Technologieführerschaft zieht. Es können aber auch die Folgekosten sein, die
beispielsweise durch eine Eutrophierung von Gewässern oder Versauerung von Böden
die Volkswirtschaft nachhaltig schädigen und nicht in direktem Zusammenhang mit den
bei Errichtung, Betrieb und Entsorgung eines ökonomischen Gutes anfallenden Kosten
stehen. Die positiven, aber auch die negativen externen Effekte kommen der Volkswirtschaft zugute bzw. müssen von der Gemeinschaft getragen werden.
Die Ermittlung und Ausweisung dieser externen Kosten ist schwierig, da eine Bilanzgrenze nicht eindeutig zu ermitteln ist und Effekte einerseits so gut wie nie einer eindeutigen Ursache zugewiesen werden können. Anderseits sind Effekte zwar nachweisbar
- z.B. optische oder akustische Beeinträchtigung durch Bauwerke - aber nicht oder nur
sehr schwer monetär bewertbar.
Da die Auswirkungen externer Effekte aus wohlfahrtsökonomischer Sicht nicht erstrebenswert sind, wird von staatlicher Seite durch verschiedenartige Regularien der Versuch unternommen, zumindest Teile der externen Kosten zu internalisieren und so der
betriebswirtschaftlichen Unternehmensrechnung zugänglich zu machen. Zu diesen
regulativen Methoden zählt z.B. die Mineralölsteuer, aber auch die Vergütung nach
EEG oder Baukostenzuschüsse für innovative Technologien bis hin zum CO2-ZertifikateHandel. Durch diese Instrumente hat der Staat eine Lenkungsmöglichkeit, um negative
Effekte abzuschwächen und den volkswirtschaftlichen Nutzen zu erhöhen. Dem kurzfristigen Planungshorizont der Marktteilnehmer wird so eine langfristige (nachhaltige)
Option hinzugefügt.
In diesem Projekt sollen Potenziale verschiedener Technologien zur Reduktion bzw.
Vermeidung von CO2 bestimmt werden. Die Ermittlung eines erschließbaren Potenzials
geht aus einer betriebswirtschaftlichen Berechnung hervor, denn nur das, was sich
aus Betreibersicht (betriebs-)wirtschaftlich rechnet, wird auch umgesetzt werden
können. Die angesetzten Kosten beinhalten einen Teil der – nach staatlicher Bewertung
– anfallenden externen Kosten, die durch nicht rein fiskale Regularien repräsentiert
werden. Diese Bewertungsmethode ist geeignet, um die aus Investorensicht günstigste
Maßnahme zu wählen.
Zusätzlich wird, soweit möglich, eine Bewertung der Maßnahmen nach quasivolkswirtschaftlichen Kosten durchgeführt. Damit eine unbeeinflusste Aussage zu wirtschaftlich
33
sinnvollen Maßnahmen bezüglich der Vermeidung von CO2-Emissionen möglich ist,
muss bei den Maßnahmenkosten der offensichtliche Staatsanteil (Steuern, Vergütungen,
etc.) herausgefiltert werden. In dieser quasivolkwirtschaftlichen Betrachtung bleiben
jedoch Effekte wie z.B. Wirtschaftswachstum, Technologievorsprung oder Beschäftigungseffekte ausdrücklich unberücksichtigt.
Für ein Ranking von Maßnahmen hinsichtlich der Wirtschaftlichkeit zur Einsparung
von CO2 aus volkswirtschaftlicher Sicht können die daraus resultierenden Verminderungskosten verwendet werden. Dabei wird eine geeignete Interpretation der Ergebnisse
hinsichtlich externer Kosten und dadurch implizit der weiteren Wirkmechanismen
vorausgesetzt.
Bei quasivolkswirtschaftlicher Bewertung muss die Maßnahme gegenüber einer möglichen Ersatzversorgung gerechnet werden. Währenddessen muss bei betriebswirtschaftlicher Berechnung die Versorgungsaufgabe ggf. nicht erfüllt werden. Dieser Fall ist
immer dann zu finden, wenn eine Referenztechnologie nicht ersetzt wird, sondern eine
Technik neu zum Bestand hinzugefügt wird. Beispielsweise werden beim Ausbau der
Photovoltaik zur quasivolkswirtschaftlichen Rechnung die Gestehungskosten des solar
erzeugten Stromes den Gestehungskosten einer Referenzversorgung (hier: des Kraftwerksparks) gegenübergestellt. Als Nutzenfunktion können nicht die Zertifikatspreise
angesetzt werden. Vielmehr müssten hier die positiven externen Effekte der CO2-Reduzierung monetarisiert als volkswirtschaftlicher Nutzen angesetzt werden. Dies ist aus
o.g. Gründen nicht möglich. Daher wird diese Interpretationsarbeit dem Leser überlassen.
Aus betriebswirtschaftlicher Sicht steht der potenzielle Betreiber einer PV-Anlage
lediglich vor der Entscheidung, ob die Investition sich über deren Lebensdauer durch die
Einnahmen aus dem Stromverkauf amortisiert oder nicht. Der Betreiber muss in diesem
Fall nicht zwingend Strom aus anderen Energieträgern zur Verfügung stellen.
Zusammenfassend lässt sich sagen:
Mit dem betriebswirtschaftlichen Ansatz können die Maßnahmen zur CO2-Verminderung ermittelt werden, welche aus Betreibersicht wirtschaftlich umgesetzt werden
könnten. Damit lässt sich mit dem betriebswirtschaftlichen Ansatz das Potenzial zur
Umsetzung einer CO2-Verminderungs-Maßnahme bestimmen.
Mit dem quasivolkswirtschaftlichen Ansatz können die Maßnahmen ermittelt
werden, welche ohne Berücksichtigung externer Effekte und Kosten zur CO2Reduzierung sinnvoll beitragen. Damit lässt sich mit diesem Ansatz bestimmen, welche
Maßnahmen aus der eingeschränkten Sicht eines quasivolkswirtschaftlichen Ansatzes
(s.o.) umgesetzt werden sollten. Das Potenzial zur Umsetzung einer CO2Verminderungs-Maßnahme lässt sich jedoch nicht bestimmen.
2.3.4 Ableitung von wirtschaftlichen Potenzialen
Ein kurzfristig erschließbares wirtschaftliches Potenzial kann durch die virtuelle Durchführung einer Maßnahme für den gesamten Bestand errechnet werden. Dazu ist es
notwendig, mehr als einen Referenzfall zu betrachten. Dies kann durch eine Variation
der Referenz in der Verminderungskostenformel geschehen. In Tabelle 2-6 ist das
Vorgehen für die Beurteilung von Einzelmaßnahmen exemplarisch dargestellt. Die
verschiedenen Referenzsysteme im IST-Zustand, wie z.B. hier die Altanlagen oder auch
34
Methodik
Gebäude unterschiedlicher Baualtersklassen, werden jeweils mit den Maßnahmen
verglichen und dann in tabellarischer Form für die Weiterbearbeitung aufbereitet.
Tabelle 2-6:
Exemplarische Darstellung der Vorgehensweise (Beispiele in Klammern)
Maßnahme A
(Gasbrennwertkessel)
REF
ΔeA
ΔkA
1 (Ölkessel
vor 1970)
ΔeA,1
ΔkA,1
2 (Ölkessel 1971
bis 1980)
ΔeA,2
kV,A
ΔkA,1/ΔeA,1
……
Maßnahme B
(Wärmepumpe)
ΔeB
ΔkB
ΔeB,1
ΔkB,1
ΔeB,2
kV,B
ΔkB,1/ΔeB,1
……
…
…
…
3 (Ölkessel 1981
bis 1990)
……
…
……
…
…
…
……
…
……
…
…
Δey,z
y
z:
Emissionen in t/a
: Maßnahme
jeweilige Referenz
Δky,z
y
z:
Kosten in €/a
: Maßnahme
jeweilige Referenz
kV,y
dynamische Verminderungskosten der Maßnahme y
Die Angaben in der Spalte Referenz bilden den IST-Zustand und damit alle Anlagen im
Bestand ab. Für jede einzelne Referenz müssen so Emissionsreduzierung und Mehrkosten durch die verschiedenen Maßnahmen nach Kapitel 2.3 ermittelt werden.
Aus den dynamischen Verminderungskosten der Einzelmaßnahmen kann durch geeignete Sortierung eine Kostenkurve gebildet werden. Dazu werden beispielsweise die
minimalen dynamischen Verminderungskosten aller Maßnahmen für bestimmte Bereiche berechnet, d.h. die wirtschaftlichsten Maßnahmen werden virtuell angewendet, und
nach Kosten aufsteigend sortiert. Über der kumulierten Emissionsreduktion aufgetragen lässt sich die Verminderungskostenfunktion graphisch darstellen (vgl.
Abbildung 2-19).
Grenzverminderungskosten
Ein Hilfsmittel für die Ermittlung der Einsparpotenziale aus diesen Kostenkurven
können z.B. dann die Grenzverminderungskosten sein. Dieses sind die zusätzlichen Kosten einer zusätzlich vermiedenen Emissionseinheit, z.B. einer Tonne CO2, die bei Maßnahmendurchführung anfallen. Als erste Ableitung der Kostenfunktion nach der eingesparten Menge geben sie deren Verlaufsänderung an. Der Grenznutzen gibt den zusätzlichen Nutzen einer weiteren vermiedenen Emissionseinheit an.
Die Grenzverminderungskosten (GVK) berechnen sich nach folgender Formel:
GVK =
Kv(ΔE)
ΔE
K v (ΔE )
dΔE
emissionsabhängige Verminderungskosten in €/a
Emissionsreduzierung in t/a
Um aus den beiden Kennwerten Grenznutzen und Grenzverminderungskosten eine
Aussage über Potenziale generieren zu können, muss der Grenznutzen monetarisiert
35
werden. Für Teilnehmer am Zertifikatehandel wird beispielsweise der spezifische CO2Zertifikatepreis als Nutzen angesetzt.
In Abbildung 2-19 ist idealisiert dargestellt, wie der Verlauf der Vermeidungskostenfunktion und des Nutzens einer einzelnen Technologie aussehen könnte.
600
kumulierter Nutzen
40
400
300
Wirtschaftliches
Potenzial
200
Technisches
Potenzial
Steigung identisch
(Abstand maximal)
100
0
Kosten in €/t
Kosten in €/a
500
Grenznutzen =
Zertifikatepreis
50
kumulierte
Verminderungskosten
30
Maßnahme
wirtschaftlich
20
Zertifikatekauf
wirtschaftlich
10
0
0
5
10
15
20
25
30
CO2-Verminderung in t/a
0
5
10
15
20
25
30
CO2-Verminderung in t/a
Abbildung 2-19: Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten
Aus dem linken Bild lassen sich die absolute CO2-Reduzierung und die dafür aufzuwendenden Investitionen ablesen. Beispielsweise sind für die Reduzierung von 15 t CO2
durch die betrachtete Maßnahme gegenüber der Referenz insgesamt 68 €/a aufzuwenden. Im rechten Bild sind hingegen die Grenzverminderungskosten für die Vermeidung
der jeweiligen CO2-Einheit dargestellt. So kostet die Reduzierung der 15-ten Tonne
13,5 €.
Mit steigender CO2-Reduktion wird eine weitere Emissionsminderung durch die Maßnahme immer teurer. Allerdings steigt auch der erzielbare Nutzen - die Einnahmen aus
dem Zertifikateverkauf - mit steigender Reduzierung der Emissionen linear an. Die
Ableitung der Funktionen ist im rechten Diagramm abgebildet. Da in diesem Beispiel
der Nutzen linear ansteigt, ist der Grenznutzen konstant.
Es ist nun solange wirtschaftlich, eine CO2-Einsparmaßnahme wie beispielsweise die
Erhöhung von Turbinenwirkungsgraden durchzuführen, solange der Zertifikatspreis
über den Grenzvermeidungskosten der Maßnahme liegt. Erst wenn diese überschritten
werden, ist es billiger, Zertifikate zu kaufen und keine CO2-Einsparmaßnahmen mehr
durchzuführen (in Abbildung 2-19 durch die Pfeile gekennzeichnet).
Im Falle negativer Vermeidungskosten verschiebt sich die gesamte Kurve nach unten.
Die Durchführung von Maßnahmen mit negativen Vermeidungskosten ist in jedem Fall
wirtschaftlich, unabhängig von der Nutzenfunktion.
Für Maßnahmen, die nicht dem Zertifikatehandel unterliegen, ist die Nutzenfunktion
Null. Es muss daher eine andere Methode gefunden werden, den Nutzen der CO2-Einsparung monetär zu bewerten. Bei diesen rechnen sich Investitionen in die CO2-Reduzierung allenfalls, wenn dadurch wirtschaftliche Vorteile, etwa durch Brennstoffeinsparung, gegeben sind. Andererseits werden in diesen Bereichen häufig auch unwirtschaftliche Einsparmaßnahmen aus idealistischen Gründen durchgeführt. Gegebenenfalls ist
es für diese Anwendungen sinnvoll, qualitativ auszuweisen, wo technisches und
theoretisches Einsparpotenzial vorhanden ist, statt dieses quantitativ abzuschätzen.
36
Methodik
Mit Kenntnis der Vermeidungs- und Grenzvermeidungskosten kann auch eine geeignete
Strategie zur Förderung von Verminderungsmaßnahmen entwickelt werden. Somit kann
abgeschätzt werden, ob es nicht kosteneffizienter und gesamtwirtschaftlich sinnvoller
ist, in anderen Bereichen Maßnahmen durchzuführen, als in den durch den Zertifikatehandel erfassten Sektoren Umwandlung und Industrie.
2.4 Zusammenfassung des methodischen Vorgehens
• In diesem Projekt werden für die Sektoren Haushalte, Gewerbe-Handel-Dienstleistung, Industrie und Umwandlungssektor ökologisch sinnvolle und ökonomisch
tragbare Maßnahmen untersucht, die kurzfristig eine Reduzierung der CO2-Emissionen bewirken können.
• Dazu werden nicht nur ohnehin notwendige Sanierungsmaßnahmen und Einführung neuer Technologien betrachtet, sondern auch vorgezogene Maßnahmen.
• Als Referenz für Emissionen und Kosten dient der derzeitige IST-Zustand in
Deutschland.
• Gegenüber diesem werden CO2-Einsparungen berechnet und zunächst theoretische
und technische Potenziale für die einzelnen Technologien ermittelt.
• Zur ökonomischen Bewertung der Maßnahmen dient eine neu entwickelte Methode
der „dynamischen Verminderungskosten“.
o Damit wird eine betriebswirtschaftliche Bewertung durchgeführt, da nur damit
eine realistische Bewertung und Abbildung von Investitionsentscheidungen
möglich ist.
o Der Betrachtungszeitraum wird jeweils auf die Lebensdauer der Maßnahme
festgelegt.
o Die Kosten und Erlöse werden mit Hilfe der Annuitätenmethode berechnet. Damit ist eine Bewertung zukünftiger Investitionen aus heutiger Sicht möglich.
• Wo es möglich und sinnvoll ist, wird die Kostenrechnung für den („quasi-“) volkswirtschaftlichen Fall durchgeführt, um im beschränkten Maße einen Vergleich ziehen zu können.
• Mit Hilfe der im Projekt entwickelten Methodik ist es möglich, Maßnahmen zur
CO2-Reduzierung in unterschiedlichen Bereichen miteinander zu vergleichen. Somit könnte beispielsweise die Frage beantwortet werden, in welchen Bereichen
eine CO2-Reduzierung am kosteneffizientesten erreicht und welche Potenziale damit gehoben werden könnten.
37
3 Rahmenbedingungen
Um die berechneten Potenziale der drei verschiedenen betrachteten Anwendungssektoren Haushalte, Gewerbe-Handel-Dienstleistung und Industrie sowie dem vorgelagerten Umwandlungssektor vergleichen zu können, ist eine konsistente Datengrundlage
notwendig. In den folgenden Kapiteln sollen daher die Zinssätze, Energieträgerpreise
und die CO2-Emissionen der Energieträger sowie das Biomassepotenzial vorgestellt
werden, die in die jeweiligen Rechnungen einfließen.
3.1 Verw endete Zinssätze
In den Zinssatz fließen neben geforderten Abschreibungszeiten auch Risikobewertungen
mit ein. Ein produzierendes Unternehmen wird beispielsweise eine höhere Rendite von
der eingesetzten Geldmenge fordern, als dies eine Privatperson tut. Die Rentabilität der
Maßnahme wird mit dem verglichen, was der Geldeinsatz an anderer Stelle erwirtschaftet hätte.
In Tabelle 3-1 sind verschiedene übliche Zinssätze für unterschiedliche Bereiche aufgezeigt. Bei produzierenden Unternehmen ist demnach die geforderte Rendite am höchsten, während Haushalte die Investitionen mit dem vergleichen werden, was eine Geldanlage bei der Bank erlöst hätte. Bei Energieversorgungsunternehmen liegt der Zinssatz
dazwischen.
Tabelle 3-1:
Unterschiedliche Zinssätze der untersuchten Sektoren
Bereich
Angesetzter Zinssatz
Erklärung
Haushalte und
nicht produzierendes Gewerbe
5%
Vergleich mit einer Anlage bei der Bank
Sektor Umwandlung
10 %
In Anlehnung an den internen Zinsfuß bei EVU
Industrie und
produzierendes Gewerbe
15 %
Vergleich mit der Rendite bei Investitionen in die
Produktion von veräußerbaren Gütern
Durch die Verwendung verschiedener Zinssätze wird sich die Wirtschaftlichkeit von
Maßnahmen, die in verschiedenen Bereichen angewandt werden, unterscheiden. So
könnte es etwa wirtschaftlich sein, in Haushalten einen vorzeitigen Kesseltausch durchzuführen, während dies in Industrieunternehmen aufgrund langer Amortisationszeiten
und niedriger Renditen nicht der Fall sein könnte.
3.2 Energieträgerpreise
Die betriebswirtschaftlichen Kosten für Energie in Haushalten und GHD sind in
Tabelle 3-2 dargestellt. Sie beinhalten neben den energieträgerspezifischen Abgaben
und Steuern, wie der Mineralölsteuer, auch die Mehrwertsteuer. Für GHD müssen die
Angaben deshalb um diesen Faktor bereinigt werden. Bei Holzpellets beträgt der Wassergehalt 10 %, bei den Waldhackschnitzeln 35 %. Da der Transport von Waldhack-
38 Rahmenbedingungen
schnitzeln üblicherweise nicht über weite Strecken erfolgt, sind die Transportkosten auf
eine Entfernung von 20 km bezogen.
Tabelle 3-2:
Energiepreise für die betriebswirtschaftliche Rechnung – Haushalte
/BIO 07/,/BMWI 08/,/IFO 07/,/eigene Berechnungen/
Haushalte
(inkl. MWSt)
2006
Heizöl leicht
Erdgas
Holzpellets 1)
Waldhackschnitzel2)
Kohle
Fernwärme
Strom 5
€/GJ
€/MWh
16,54
17,51
11,33
5,56
12,60
18,00
2,44
59,55
63,03
40,80
20,00
45,37
64,79
188,77
1)
10% Wassergehalt, inkl. Transport 100-200 km
2)
35% Wassergehalt, inkl. Transport max. 20 km
Energiepreise für die Industrie finden sich in Tabelle 3-3. Im Gegensatz zu den Kosten
für Haushalte in Tabelle 3-2 ist dabei die Mehrwertsteuer nicht enthalten.
Tabelle 3-3:
Energiepreise für die betriebswirtschaftliche Rechnung – Industrie
(/BMWI 08/,/IFO 07/)
Industrie
(exkl. MWSt)
2006
Heizöl
Erdgas
Strom 20
€/GJ
7,32
9,55
,11
€/MWh
26,36
34,38
72,40
Tabelle 3-4 zeigt die Energieträgerpreise, die zur Verwendung in den Berechnungen des
Umwandlungssektors und großen Energiewandlern der Industrie anzusetzen sind.
Kraftwerksbraunkohle wird nicht gehandelt, sondern direkt vor Ort von den EVU
abgebaut. Die Kosten für den Braunkohleabbau werden üblicherweise direkt in den
Betriebskosten des Kraftwerks verrechnet. Die aufgeführte Zahl beruht auf Abschätzungen der Kosten für die Erschließung und Ausbeutung der Braunkohlelagerstätten und
dient zum Vergleich des Braunkohleeinsatzes gegenüber der Verwendung anderer
Energieträger.
CO2-Emissionsfaktoren 39
Tabelle 3-4:
Energiepreise für die betriebswirtschaftliche Rechnung – Umwandlung
(/IFO 07/, /eigene Berechnungen/)
Umwandlung (exkl.
MWSt) 2006
Kraftwerkskohle1)
Erdgas für
Kraftwerke2)
Braunkohle
Braunkohlenprodukte3)
€/GJ
€/MWh
2,12
7,62
7,88
1,06
28,37
3,81
3,14
11,30
1)
Preis frei deutscher Grenze
2)
Durchschnittserlöse der Abgabe an Endverbraucher inkl. Steuer
3)
Mengengew ogener Durchschnitt aller Braunkohlenprodukte
aus alten und neuen Bundesländern
Im Gegensatz zur betriebswirtschaftlichen Bewertung müssen die anzusetzenden Preise
für die quasivolkswirtschaftliche Rechnung um den Staatseinfluss bereinigt werden (vgl.
Kapitel 2.3.3). Für die Energieträger werden daher die Einfuhrpreise verwendet. Als
Referenz für die Stromgestehungskosten alternativer Erzeugung werden die durchschnittlichen Baseload Börsenpreise der European Energy Exchange /EEX 07/ in Leipzig
für das Jahr 2006 verwendet (vgl. Tabelle 3-5). Diese stellen ein Maß für die
Grenzkosten der Kraftwerke und damit der Stromgestehungskosten dar.
Tabelle 3-5:
Energiepreise
für
die
(/BMWI 08/,/EEX 07/)
Einfuhrpreise
2006
Rohöl
Erdgas
Steinkohlen
Stromgestehungskosten1)
1)
quasivolkswirtschaftliche
€/GJ
7,21
4,38
1,91
14,11
Rechnung
€/MWh
25,96
15,76
6,88
50,79
Durchschnittlicher EEX-Börsenpreis 2006
Bei einigen Maßnahmen können aufgrund unterschiedlicher Zeitbezüge (2003 bis 2007)
die verwendeten Kosten zu den tabellarisch aufgeführten Energiepreisen minimal
differieren. Das Ergebnis der Rechnungen wird dadurch jedoch nur unwesentlich beeinflusst. Um einer verzerrenden Bewertung mit rein fiktiven Werten vorzubeugen, wird
auf die Annahme von Inflation und Preissteigerungen verzichtet.
3.3 CO 2-Emissionsfaktoren
3.3.1 Emissionen aus vollständiger Verbrennung
In diesem Projekt wird u. a. der Vergleichbarkeit wegen von einer vollständigen Verbrennung der Energieträger ausgegangen. Das bedeutet, dass aus jedem kg Kohlenstoff,
der in einem Energieträger enthalten ist, etwa 3,67 kg CO2 entstehen. Bei einer unvollständigen Verbrennung würde dagegen zusätzlich CO entstehen oder reiner Kohlenstoff
in Form von Ruß übrig bleiben. Wie auch die Bildung von NOX ist dies allerdings sehr
stark vom betrachteten Prozess, der verwendeten Technologie und der jeweiligen
Prozessführung abhängig und kann keinesfalls ohne weiteres verallgemeinert werden.
Die Emissionsfaktoren für CO2 ergeben sich dann allein aus der Zusammensetzung und
den Massenanteilen einzelner Komponenten im Brennstoff. Die verwendeten CO2Emissionsfaktoren der eingesetzten Primärenergieträger in Deutschland basieren auf
den vom Umweltbundesamt veröffentlichten Zahlen /UBA 04/. In Tabelle 3-6 ist ein
Auszug für die wesentlichen Brennstoffe zusammengestellt.
Abhängig vom Herkunftsort bzw. -land ergeben sich für Stein- und Braunkohle teilweise
deutlich unterschiedliche CO2-Emissionsfaktoren., Daher wurden anhand der Statistik
der Kohlenwirtschaft e.V. /SKW 06/, durchschnittliche CO2-Emissionsfaktoren für diese
beiden Brennstoffe ermittelt.
Tabelle 3-6:
Spezifische CO2-Emissionsfaktoren verschiedener Primärenergieträger
Energieträger
Herk unft
spezifischer CO2Energieträger
Emissionsfaktor
in g CO2/kWh * Herk unft
Rohbraunkohle
Lausitz
Mitteldeutschland
Rheinland
Hessen
Braunk. Briketts
Lausitz
Rheinland
Braunk. Koks
Rheinland
Braunk. Staub
Lausitz
Mitteldeutschland
Rheinland
Steinkohle
Anthrazit Kraftwerk
Anthrazit Wärme
BallastSK
Steink. Briketts
Steink. Koks
Quelle: Umweltbundesamt
407
374
410
400
364
356
389
356
338
353
342
353
324
335
378
Vollwertkohle
Deutschland
Australien
China
Indonesien
Kolumbien
Polen
Russland
Südafrik a
USA
Venezuela
Dieselkraftstoff
Heizöl,leicht
Heizöl,schwer
Übrige Mineralöle
Erdgas
Russland H
Verbund H
Niederlande L
Altmark
* - heizwertbezogen
spezifischer CO2Emissionsfaktor
in g CO2/kWh *
335
342
342
342
338
338
342
346
338
335
266
266
281
288
198
202
202
202
Da der größte Teil der Steinkohle in Kraftwerken eingesetzt wurde, wurden anhand der
Aufteilung nach /SKW 06/ und den spezifischen Emissionen aus Tabelle 3-6 die durchschnittlichen CO2-Emissionsfaktoren der Jahre 2002 und 2003 für Steinkohle zu
338 g/kWh ermittelt. Dieser Wert ist relativ stabil. So ergibt sich beispielsweise für 1998
aufgrund einer abweichenden Importstruktur nur ein geringfügig geringerer Wert von
337 g/kWh.
Analog zur Ermittlung des durchschnittlichen spezifischen Emissionsfaktors der Steinkohle wurde auch für die Braunkohle ein Durchschnittswert ermittelt. Aus den Angaben
CO2-Emissionsfaktoren 41
zu Aufkommen und Verwendung der Braunkohle unterschiedlicher Herkunft in Statistiken /DIW 04/ /SKW 06/, wurde für die Jahre 2002 und 2003 ein Emissionsfaktor von
403 g/kWh ermittelt. Auch dieser Wert weist nur eine geringe Schwankungsbreite auf.
So ergibt sich z.B. für 1998 ein leicht veränderter Wert von 404 g/kWh.
Die verwendeten spezifischen Emissionsfaktoren sind in Tabelle 3-7 aufgeführt.
Zusammenfassung der verwendeten spezifischen CO2-Emissionsfaktoren
von Energieträgern bei vollständiger Verbrennung
Tabelle 3-7:
CO2-Emissionen bei vollständiger Verbrennung
in t/TJ
in g/kWh
Steinkohle
94
337
Braunkohle
112
403
Heizöl leicht
74
266
Heizöl schwer
78
281
Sonst. Mineralöle
80
288
Erdgas
56
202
Sonstige Gase
52
187
Müll, sonst.
45
162
Benzin
65
234
Diesel
74
266
3.3.2 Emissionen der Stromerzeugung
Zur Ermittlung von anwendungsspezifischen CO2-Emissionen für Technologien, die
Strom benötigen, muss der endenergiebezogene Emissionsfaktor für Strom bekannt sein.
Dann kann beispielsweise die CO2-Reduzierung durch den Einsatz energiesparender
Lampen oder energieeffizienter Kühlgeräte berechnet werden.
Der Wirkungsgrad einer thermischen Kraftanlage spiegelt gleichzeitig deren spezifischen Brennstoffverbrauch wider. Die CO2-Emmisionen sind darüber hinaus abhängig
von der Art des verwendeten Brennstoffs.
eCO2 ,el =
mit:
1
η el
⋅ eCO2 ,therm =
1
η el
⋅
1
⋅ rg CO2 , B
3,6 ⋅ H u , B
eCO2 ,el
spezifische Emissionen in kg/kWhel
eCO2 ,therm
spezifische Emissionen in kg/kWhtherm
H u ,B
Heizwert des Brennstoffes in MJ/kg
rg CO2 , B
spezifische Menge der Rauchgaskomponente CO2 in kgCO2/kgB
η el
elektrischer Nutzungsgrad
In Deutschland wurden 2005 in allen Sektoren rund 520 TWh an Strom verbraucht. Zur
Erzeugung wurde 5.425 PJ an Primärenergie eingesetzt. Abbildung 3-1 zeigt die prozentuale Aufteilung der Energieträger auf den Gesamteinsatz. Die Hälfte des Stroms
wird aus Stein- und Braunkohle erzeugt. Etwa ein Drittel der Stromerzeugung entfällt
auf die Kernenergie. Erdgas hat in den letzten Jahren einen starken Zuwachs erlebt und
besitzt inzwischen einen Anteil von ca. 11 %. Die erneuerbaren Energien werden mit
Faktor 1 auf Primärenergie bewertet. Ihr Anteil am Energieträgereinsatz liegt somit bei
3 % und teilt sich mit jeweils ca. 1,5 % nahezu vollständig auf Wasser- und Windkraft
auf. Bezogen auf die Stromerzeugung ergibt sich ein Anteil von etwas über 10 % für die
erneuerbaren Energien.
Kernenergie
32%
Wasserkraft
/ Windkraft
3%
Gase
11%
Heizöl
2%
5.425 PJ
Übrige feste
Brennstoffe
2%
Steinkohle
22%
Braunkohle
28%
Abbildung 3-1: Energieträgereinsatz
/AGEB 07/
zur
Stromerzeugung
in
Deutschland
2005
Mit Hilfe der spezifischen CO2-Emissionsfaktoren der verschiedenen Primärenergieträger können aus dem bekannten Brennstoffeinsatz die CO2-Emissionen für den gesamten
Strommix berechnet werden.
In Tabelle 3-8 sind die Emissionsfaktoren für Strom aus den einzelnen Energieträgern
angegeben. Für den deutschen Strommix im Jahr 2005 ergeben sich danach CO2-Emissionen in Höhe von ca. 558,2 g CO2/kWhel.
Tabelle 3-8:
CO2-Emissionen der Strombereitstellung aus verschiedenen Energieträgern für 2005 (/UBA 04/, /eigene Berechnungen/)
Spez. Emissionen
in g/kWhnetto
ohne Vorkette
Strom aus:
Steinkohle 90
1,8
Braunkohle
1178,2
Übrigen
508,9
Heizöl
687,5
Erdgas
373,1
Wasser-/Windkraft
-Kernenergie
-Insgesamt
558,2
Biomassepotenzial Deutschlands
43
3.3.3 Vorgelagerte Emissionen
Als Emissionen werden in diesem Projekt nur die direkten Emissionen betrachtet, die
bei dem Betrieb der Anlagen entstehen. Regenerative Energieträger haben damit keine
Emissionen während des Betriebs, da sie als CO2-neutral angesehen werden.
Wenn auch beim Betrieb dieser Energiewandler keine direkten CO2-Emissionen entstehen, so wird natürlich bei der Errichtung regenerativer Stromerzeugungsanlagen, wie
auch bei allen anderen Kraftwerkstypen, Energie aufgewendet. Je nach Mix der dafür
eingesetzen Energieträger werden CO2-Emissionen freigesetzt, die den Anlagen ursächlich zugewiesen werden können.
Relativ auf die gesamten Lebensdaueremissionen gesehen, erscheinen die Emissionen
aus der Herstellung bei regenerativen Erzeugungsoptionen sehr hoch. Bezogen auf die
Erzeugungsmenge und im Vergleich zu den fossil gefeuerten Kraftwerken, deren Emissionen durch die Nutzungsphase dominiert sind, liegen sie jedoch deutlich besser.
Tabelle 3-9 zeigt die spezifischen CO2-Emissionen für die Strombereitstellung im Jahr
2005 mit und ohne vorgelagerte Emissionen. Bei Photovoltaik liegen die Emissionen mit
64 g/kWh zwischen denen anderer regenerativer Versorgungsoptionen und den besten
fossilen Varianten.
Tabelle 3-9:
CO2-Emissionen
Berechnungen/
der
Stromerzeugung
2005
/AGEB 07/,
/eigene
Spez. Emissionen Spez. Emissionen
Struktur der
in g/kWhnetto
in g/kWhnetto
Bruttostromerzeugung
in
%
ohne
Vorkette
inkl. Vorkette
Strom aus:
901,8
940,2
Steinkohle 21
,6
1178,2
1200,3
Braunkohle
24,8
508,9
544,5
Übrigen
5,2
687,5
771,1
Heizöl
1,9
Erdgas
373,1
413,1
11,4
-31,1
Wasser-/Windkraft
8,8
-11,4
Kernenergie
26,3
558,2
585,5
Insgesamt
100
3.4 Biomassepotenzial Deutschlands
Da Biomasse in allen Sektoren verwendet werden kann, soll das folgende, übergeordnete
Kapitel das technische Biomassepotenzial darstellen. Dieses gibt die Energiemenge an,
die als Biomasse anfällt und zur weiteren energetischen Nutzung verfügbar ist, nicht
jedoch die Restriktionen, die sich für unterschiedliche Technikoptionen in den verschiedenen Anwendungsbereichen ergeben.
3.4.1 Einteilung der Biomasse
Biomasse wird generell in angebaute Energieträger (holzartige Biomasse sowie Energiepflanzen) und biogene Reststoffe und Abfälle unterschieden. In welchen Sektoren die
einzelnen Biomassearten anfallen, wird in Abbildung 3-2 dargestellt.
Angebaute Energieträger
Biogene Reststoffe und Abfälle
Land- und Forstwirtschaft
Holzartige Biomasse:
• Waldholz
• Kurzumtriebsplantagen
Energiepflanzen:
• Energiegräser
- Miscanthus
• Getreide (Ganzpflanzen)
- Weizen
- Roggen
- Triticale
• Mais
• Ölpflanzen
- Raps
- Sonnenblume
• Hanf
• Zuckerpflanzen
- Zuckerrübe,
- Zuckerhirse
• Stärkepflanzen
- Kartoffel
- Topinambur
Landwirtschaftliche
Reststoffe:
• Stroh
• Feuchte Erntereste
• Exkremente der
Nutztierhaltung
Holzartige Biomasse:
• Waldrestholz
• Rinde
Sonstige Reststoffe:
• Landschaftspflegeholz
• Halmgüter aus der
Landschaftspflege
Kommunale Abfallentsorgung
• Restmüll
• Bioabfall
• Klärschlamm
Produzierendes Gewerbe
• Altholz
• Industrierestholz
• Abfälle der Nahrungsindustrie
Abbildung 3-2: Überblick der Biomassearten /HÖP 06/
3.4.2 Biomassepotenzial
Nachfolgend wird das Biomassepotenzial analysiert, das derzeit in Deutschland für
energetische Zwecke verfügbar ist. Es erfolgt eine Aufschlüsselung der Biomasse nach
holzartiger Biomasse, Energiepflanzen und Reststoffe mit ihren jeweiligen Untergruppen. Für die Potenzialerhebung werden die im Folgenden dargestellten Energieträger
nicht herangezogen:
Vergärbare industrielle Rückstände
Eine Verwendung von vergärbaren industriellen Rückständen, insbesondere von Abfällen aus der Nahrungsmittelindustrie, und das daraus gewinnbare Biogas findet bereits
heute in den meisten Betrieben zur Eigenversorgung mit Prozesswärme und Strom
statt. Daher sind bei diesem Energieträger keine freien Potenziale verfügbar. Eine
Erhebung ist daher für dieses Projekt irrelevant. /WI 06b/
Klärschlamm
Klärschlamm muss auf Grund der Klärschlammverordnung (AbfKlärV) thermisch verwertet werden. Dies kann u.a. als Zufeuerung in fossil befeuerten Kraftwerken sowie in
Müllkraftwerken erfolgen. Eine weitere Verwertungsmöglichkeit ist die Ausbringung
von Klärschlamm auf Landwirtschaftsflächen. Durch die Klärschlammverordnung und
die bereits realisierte thermische Verwertung lässt sich kein „freies“ Potenzial ermitteln.
Kommunaler Restmüll
Seit 2005 darf in Deutschland kein unbehandelter Restmüll mehr deponiert werden. Daher ist eine mechanisch-biologische oder thermische Restmüll-Behandlung (Müllverbrennung) notwendig. Es ist daher davon auszugehen, dass das Potenzial an kommunalem Restmüll, welcher thermisch verwertet werden kann, auch bereits genutzt wird.
45
Kommunaler Bioabfall
Die Nutzungsmöglichkeit des Potenzials an kommunalem Bioabfall ist derzeit ebenso
ausgeschöpft. Der Bioabfall wird dabei überwiegend der Kompostierung oder Vergärung
zugeführt. Eine großtechnische energetische Verwertung findet in Deutschland kaum
statt. In wie weit diese Verwertung künftig realisiert wird, ist auf Grund einer Novellierung der Abfallrahmenrichtlinie durch das Europäische Parlament – mit dem Ziel zu
einer gänzlichen stofflichen Nutzung des Bioabfalls – fraglich.
Holzartige Biomasse
Holz bzw. holzartige Biomasse stammt aus den verschiedensten Bereichen. Neben dem
Holzimport wird der Holzbedarf aus dem Inlandsaufkommen gedeckt. Dieses Inlandsaufkommen der holzartigen Biomasse setzt sich unter anderem aus Holzarten wie
Waldrest- und Durchforstungsholz, Landschaftspflegeholz, Industrierestholz und Altholz
zusammen.
Tabelle 3-10 bildet die derzeitige Holzrohstoffbilanz aus dem Jahr 2004 nach Aufkommen und Einsatz ab. Dabei wird neben der derzeitigen energetischen auch die stoffliche
Holznutzung der einzelnen Energieträger dargestellt. Demnach besitzt Deutschland ein
Gesamtpotenzial von 134,8 Mio. Fm/a. Die derzeitige Verwendung von 91,4 Mio. Fm/a
teilt sich auf die Sektoren der stofflichen Nutzung (64,2 Mio. Fm/a) und der energetischen Nutzung (27,3 Mio. Fm/a) auf1. Die Potenzialreserve an holzartiger Biomasse,
welche für eine energetische Nutzung frei ist, ergibt sich aus der Differenz des jährlichen
Potenzials und der derzeitigen Verwendung. Für die einzelnen holzartigen Energieträger ergeben sich folgende freie Energiepotenziale:
Tabelle 3-10: Holzrohstoffbilanz – Aufkommen, Potenzial, Reserve und Verwendung in
Mio. Fm/a nach /AKV 92/, /MAN 06/
Inlandsaufkommen
Aufkommen
Inlandsverwendung
Holzschliff u.
Zellstoff
Derzeitige
Verwendung
Stammholz
33,6
Industrieholz
21,0
verbleibende
Biomasse
Holzwerkstoff
19,4
7,2
30,8
23,6
Sägeindustrie
33,6
Sägenebenprodukte
11,8
11,8
0,0
Sonst. stoffl.
Verwertung
2,7
Rinde
2,4
2,4
0,0
Energetisch
> 1 MW
11,3
Sonst. Ind.Restholz
4,1
4,8
0,7
Energetisch
< 1 MW
3,6
Altholz
11,0
13,5
2,5
Hausbrand
12,3
0,3
1,4
1,1
91,4
134,8
43,6
Insgesamt
91,4
Landschaftspflegematerial
Insgesamt
Potenzial
Reserve
70,3
15,7
8,5
Das Potenzial und das inländische Aufkommen der Sägenebenprodukte und der Rinde
sind nahezu identisch. Daher ist bei diesen Energieträgern kein zusätzlich energetisch
nutzbares Potenzial verfügbar.
1
Die Differenz zwischen der Summe der einzelnen Positionen der derzeitigen Verwendung und der Gesamtsumme beruht
auf Rundungsfehlern
Fasst man das Stamm-, Energieholz (Industrieholz) und die bei der Holzernte im Wald
verbleibende Biomasse (Waldrestholz) zusammen, so beträgt das Aufkommen
61,8 Mio. Fm/a. Dieser Menge steht ein verfügbares Potenzial von 101,1 Mio. Fm gegenüber, woraus sich eine nutzbare Reserve von 39,3 Mio. Fm/a ergibt. Das entspricht einer
Menge von 20,1 Mio. tatro/a2 bzw. bei thermischer Nutzung einem Potenzial von
374,3 PJ/a.
Unter Sonstiges Energierestholz werden generell alle Hölzer zusammengefasst, die im
Rahmen der Holzaufbereitung, der Produktion von Holzwerkstoffen und Holzprodukten
sowie bei der Holzverarbeitung als Rückstände, Nebenprodukte und Abfälle anfallen.
Das für eine energetische Verwendung vorhandene Restholzaufkommen beträgt
0,7 Mio. Fm/a – exklusiv der Sägenebenprodukte. Das entspricht einem Energieträgerpotenzial von 6,9 PJ/a.
Altholz fällt unter die Kategorie holzartige Biomasse, die bereits konstruktiv genutzt
wurde, jedoch neben der stofflichen Nutzung auch energetisch eingesetzt werden kann.
Das derzeit für einen energetischen Einsatz mögliche Potenzial beträgt in der Weiterverarbeitung 2,5 Mio. Fm. Dies entspricht einem Energieträgerpotenzial von 23,9 PJ.
In der Landschaftspflege (Landschaftspflegematerial) fallen sowohl im öffentlichen wie
auch im privaten Bereich erhebliche Restholzmengen an, insbesondere entlang der
Straßen, Gewässer und öffentlichen Grünanlagen. Das ungenutzte Potenzial des Energieträgers liegt bei rund 1,1 Mio. Fm/a, was bei einer thermischen Nutzung einem
Heizwert von 11,7 PJ/a entspricht.
Energiepflanzen
Der Begriff Energiepflanzen fasst ein- oder mehrjährige Kulturen zusammen, die auf
landwirtschaftlichen Nutzflächen ausschließlich für energetische Verwendungszwecke
angebaut werden.
Die Landwirtschaftsflächen werden primär zur Nahrungsmittelproduktion verwendet.
Der Flächenanteil für den Energiepflanzenanbau ist daher direkt vom Flächenbedarf der
Nahrungsmittelerzeugung und anderer Handelsprodukte abhängig. Aus Gründen der
Überproduktion werden Landwirtschaftsflächen zu Stilllegungsflächen deklariert, auf
denen keine Biomasse zur Nahrungsmittelerzeugung angebaut werden darf. Daraus
ergibt sich für Deutschland eine Fläche von ca. 2 Mio. ha, die zum Energiepflanzenanbau herangezogen werden können. /IE 03/
Diese verfügbare Fläche ist der Nutzungskonkurrenz unterworfen. Die Flächen können
zum Energiepflanzenanbau mit anschließender Festbrennstoffnutzung, Biogasgewinnung oder Erzeugung flüssiger Energieträger genutzt werden. Aufgrund der unterschiedlichen Nutzungsmöglichkeiten wird es in der Praxis zu einem Anbaumix kommen.
Deshalb wird für die drei Konversionsmöglichkeiten der Energiepflanzen eine Flächennutzung von jeweils einem Drittel, d.h. 0,67 ha, angenommen.
Festbrennstoffe
Das Energiepflanzenpotenzial auf Basis der festen Biomasse wird durch einen Anbaumix definiert. Dabei wird neben dem Getreideanbau auch ein Anbau von Energiegräsern
(Miscanthus) sowie Kurzumtriebsplantagen (z.B. Pappeln) zur Potenzialbestimmung
2
atro: absolute Trockenmasse ist der für die energetische Nutzung wichtige Anteil der Biomasse, der sich aus der
Gesamtmasse abzüglich des gesamten enthaltenen Wassers ergibt.
47
angenommen. Es kann somit davon ausgegangen werden, dass bei einer Flächennutzung
von 0,67 Mio. ha das Energiepotenzial zwischen 6,0 und 7,0 Mio. tTM (TM = Trockenmasse) pro Jahr bzw. 121,7 PJ/a liegt. /IE 03/
Biogas
Zur Abschätzung des Biogaspotenzials aus Energiepflanzen werden die Landwirtschaftsflächen (0,67 Mio. ha) mittels eines Zwei-Kulturen-Systems bebaut. Dies bedeutet, dass
innerhalb eines Anbaujahres zwei Feldfrüchte auf der Ackerfläche gesät und geerntet
werden. Unter der Annahme eines jährlichen mittleren Ertrags von 13 tTM/(ha*a) ergibt
sich ein jährliches Biomassepotenzial von 78,4 PJ/a. /IE 03/
Flüssige Energieträger
Unter flüssige Energieträger fallen Pflanzenöle, Bioethanol und BtL (Biomass-toLiquid). Diese können auf einer Gesamtfläche von 0,67 Mio. ha angebaut werden. Durch
die bestehende Nutzungskonkurrenz (stoffliche Nutzung vs. Biokraftstoff vs.
energetische Nutzung) werden zur Potenzialerhebung dem Energieträger ein Drittel
(0,22 Mio. ha) dieser möglichen Fläche zugewiesen.
Pflanzenöle werden in erster Linie aus Raps gewonnen. Für die Potenzialerhebung
wird dabei ein Anbau von Winterraps unterstellt, da dieser im Vergleich zu Sommerraps
einen höheren spezifischen Ernteertrag aufweist. Neben dem aus den Rapskörnern
erzeugten Pflanzenöl fallen auch Schrot und Stroh an, welche ebenfalls zu einer energetischen Verwertung herangezogen werden können. Das Potenzial aus der Pflanzenölgewinnung (bei einer Anbaufläche von 0,22 ha) liegt bei 11,33 PJ/a Pflanzenöl, 7,15 PJ/a
Schrot und 13,75 PJ/a Stroh. /IE 03/
Bioethanol kann sowohl aus Zucker- sowie Stärkepflanzen erzeugt werden. Für die
Potenzialerhebung wird daher ein Anbau von Zuckerrüben und Weizen zu Grunde
gelegt. Neben dem erzeugten Bioethanol fallen während der Produktion auch Rückstände an, deren Energieinhalt ebenfalls ausgewiesen wird. Aus dem Zuckerrüben- und
Weizenanbau (jeweils auf einer Anbaufläche von 0,11 Mio. ha) ergeben sich somit
folgende Potenziale: 20,46 PJ/a Bioethanol, 9,08 PJ Stroh und 5,23 PJ Rückstände als
Biogassubstrat. /IE 03/
Für die Erzeugung von BtL können verschiedenste Energiepflanzen und Biomassen
eingesetzt werden. Für die Erhebung des Potenzials (bei einer Anbaufläche von 0,22 ha)
wird daher auf einen Durchschnittswert von 2.500 l/(ha•a) als Kraftstoffertrag zurückgegriffen. Daraus ergibt sich ein Potenzial von 18,40 PJ/a. /FNR 05/
Reststoffe
Landwirtschaftliche Reststoffe
Unter landwirtschaftliche Reststoffe fallen Stroh, feuchte Erntereste, sowie Exkremente
der landwirtschaftlichen Nutztierhaltung.
Das Strohpotenzial (Getreide- und Maisstroh) ergibt sich aus der Anbaufläche, der
Getreideerträge und dem Korn-Stroh-Verhältnis. Unter Berücksichtigung der Gegebenheiten, dass ein Anteil des Strohaufkommens für den Humuskreislauf auf der Ackerfläche verbleibt sowie eine stoffliche Nutzung erfolgt, können 20 % für energetische Zwecke
genutzt werden. Diese Menge beläuft sich daher auf 9,3 Mio. tTM/a, was einem Energiepotenzial von 130 PJ/a entspricht. /IE 03/
Für das Potenzial der Exkremente aus der landwirtschaftlichen Nutztierhaltung
muss zusätzlich der Gesamteinstreubedarf an Stroh berücksichtigt werden, da diese
Menge als Festmist gebunden wird. Insgesamt ergibt sich dadurch für Deutschland ein
Potenzial von 162,3 Mio. tTM/a. Auf Grund der Größe der Betriebe bzw. der (zum Teil)
größeren Transportstrecken kann nicht das gesamte Potenzial der Gülle zur
energetischen Nutzung herangezogen werden. Aus diesen Restriktionen wird die
Annahme getroffen, dass das Energiepotenzial bei 50 % bzw. 48,06 PJ/a liegt. /IE 03/
Feuchte Erntereste (Grünmassen) setzen sich unter anderem aus Rüben- und
Kartoffelkraut sowie Rapsstroh zusammen, die einen Gesamtanteil von 95 % an diesem
Energieträger bilden. Die derzeitige stoffliche Nutzung beschränkt sich auf den Einsatz
als Gründüngung und – zu geringen Teilen – als Futtermittel. Eine energetische
Verwertung der Grünmassen findet momentan kaum statt. Hierfür können unter
Berücksichtigung der Nutzungskonkurrenzen zwischen einem Drittel und 50 % der
Erntereste mobilisiert werden. Das ergibt ein ungenutztes Potenzial von 7,56 Mio. tFM/a
Rüben- und Kartoffelblatt sowie 4,93 Mio. tFM/a Rapsstroh, deren Energiepotenzial bei
9,07 PJ/a bzw. 27 PJ/a liegt. /IE 03/
Sonstige Reststoffe
Neben dem Landschaftspflegeholz fallen bei der Landschaftspflege auch weitere organische, zum Teil halmgutartige, Rückstände an. Das Aufkommen unterliegt unter Anderem saisonalen Schwankungen. Das Gesamtaufkommen wird neben dem energetischen
Einsatz auch kompostiert. Für die Potenzialerhebung wird die Annahme getroffen, dass
etwa ein bis zwei Drittel für eine energetische Nutzung verfügbar gemacht werden kann.
Das entspricht einer Menge von 0,9 bis 1,8 Mio. tFM/a. Diese kann sowohl thermisch als
auch bio-chemisch umgesetzt werden. Wird das maximale Aufkommen jeweils zur Hälfte
den Umwandlungsprozessen zugeführt, entspricht dies einem jährlichen Potenzial von
11,2 PJ/a (thermische Nutzung) bzw. 7,9 PJ/a (biochemische Nutzung). /IE 03/
3.4.3 Nutzungskonkurrenz
Die verschiedenen Konversionsschritte von Biomasse führen zu unterschiedlichen
Energieträgern. Durch die Vielzahl an Einsatzmöglichkeiten entstehen Nutzungskonkurrenzen zwischen der Biomasse. Diese Konkurrenzsituation entsteht einerseits
durch den Einsatz des Biomassepotenzials in den verschiedenen Sektoren. Dabei wird
zwischen dem Umwandlungssektor, dem Haushaltssektor und dem Verkehrssektor
unterschieden. Andererseits kann Biomasse für die Erzeugung unterschiedlicher Produkte in den verschiedenen Konversionsanlagen eingesetzt werden. Ein Überblick der
Nutzungskonkurrenz der einzelnen Biomassen erfolgt in Tabelle 3-11.
Tabelle 3-11: Einsatzmöglichkeiten
Nutzungskonkurrenz)
49
der
Biomasse
Umw andlungssektor
Holzartige Biomasse
Stamm-, Industrieholz
Verbleibende Biomasse
Landschaftspflegeholz
Industrieholz
Altholz
Energiepflanzen
Fe stbrennstoff
Biogassubstrat
Flüssige Energieträger
nach
GHD / Haushaltssektor
Biomasse(heiz)kraftwerk Pelletheizungen
Biomassezufeuerung
Hackschnitzelheizungen
Biomasse(heiz)kraftwerk
Biomassezufeuerung
Biogasanlagen
Biogasaufbereitung
Blockheizkraftwerk
-
Sektoren
(energetische
Verkehrssektor
-
-
Biogasaufbereitung
-
Kraftstoff (100% oder
Beimischung)
Reststoffe
Pelletheizungen
Biomassezufeuerung
Biogasanlagen
Exkremente
Biogasaufbereitung
Biogasanlagen
Fe uchte Erntereste
Biogasaufbereitung
Biomassezufeuerung
Biogasanlagen
Biogasaufbereitung
Stroh
Biogasaufbereitung
Biogasaufbereitung
Biogasaufbereitung
Die Einsatzmöglichkeiten der Biomasse im Industriesektor sind nicht separat aufgeschlüsselt. Soweit in diesem Bereich regenerative Energien zur Strom- und Wärmeerzeugung für den Eigenbedarf zum Einsatz kommen, unterscheiden sich die Möglichkeiten nicht zu den Konversionsanlagen des Umwandlungssektors und des GHDs bzw. der
Haushalte. Ausschließlich die Betriebsgröße spielt für die Auswahl der Technologie eine
Rolle.
3.4.4 Zusammenfassung
Die in den vorangehenden Kapiteln erhobenen Einzelpotenziale werden in folgender
Tabelle 3-12 zusammenfassend dargestellt.
Tabelle 3-12: Zusammenfassung der Einzelpotenziale
Energetisch
nutzbare Menge /
Fläche
Holzartige Biomasse
Stamm-, Industrieholz
Thermische
Umwandlung
PJ/a
Fermentation
PJ/a
Flüssige
Energieträger
PJ/a
8,00 Mio. tatro/a
149,5
-
-
Verbleibende Biomasse
12,10 Mio. tatro/a
224,7
-
-
Landschaftspflegeholz
0,60 Mio. tatro/a
11,7
-
-
Industrieholz
0,40 Mio. tatro/a
6,9
-
-
Altholz
Energiepflanzen
Festbrennstoff
Biogassubstrat
Pflanzenöl
Bioethanol
BtL
Reststoffe
Stroh
1,30 Mio. tatro/a
23,9
-
-
0,67 Mio. ha
0,67 Mio. ha
0,22 Mio. ha
0,22 Mio. ha
0,22 Mio. ha
121,7
78,4
5,2
-
11,3
20,5
18,4
9,30 Mio. tTM/a
130,0
-
-
Exkremente
81,15 Mio. tTM/a
-
48,1
-
Feuchte Erntereste
12,49 Mio. tFM/a
-
36,1
-
1,80 Mio. tFM/a
11,2
7,9
-
709,6
175,7
50,2
Summe
20,9
9,1
-
Aus diesen Einzelpotenzialen ergibt sich ein Gesamtpotenzial von 935,5 PJ/a, das
momentan in Deutschland als freie Biomasse für energetische Verwendungszwecke zu
Verfügung steht.
51
4 Zusammenfassung der Ergebnisse
4.1 Umw andlungssektor
Der Umwandlungssektor bildet im Energiesystem das Bindeglied zwischen der Primärenergie und der Endenergie, die in den Anwendungssektoren weiter genutzt wird. Die
größten Verluste, die ihrerseits das größte Einsparpotenzial erwarten lassen, treten in
diesem Sektor bei der Strombereitstellung auf.
Die im Rahmen des Projekts betrachteten CO2-Minderungsmaßnahmen im Umwandlungssektor werden im Folgenden kurz zusammenfassend dargestellt. Die ausführliche
Analyse ist jeweils im Berichtsteil II in den Kapiteln zum Umwandlungssektor beschrieben.
4.1.1 Kurzdarstellung betrachteter CO2-Minderungsmaßnahmen
4.1.1.1 Windkraftausbau On-/Offshore
Der Windkraftausbau, der in der Vergangenheit ausschließlich in windreichen Gebieten
an Land erfolgte, soll nach Plänen der Bundesregierung zukünftig auch im OffshoreBereich stattfinden. Onshore sind die geeigneten Regionen bereits zum Großteil erschlossen. Im Jahr 2005 hat die Stromerzeugung aus Windkraft diejenige aus Wasserkraft überholt.
In dieser Studie wurde der Zubau von Windkraftanlagen in den nach /DEN 05/ noch
verfügbaren Regionen hinsichtlich der wirtschaftlichen Potenziale analysiert. Insgesamt
ist durch den weiteren Ausbau der Windkraft und die daraus resultierende fossile
Stromerzeugung eine jährliche CO2-Einsparung von ca. 106 Mio. t möglich. Die niedrigsten Kosten und das höchste Potenzial sind aus heutiger Sicht bei den Offshore-Anlagen
zu erwarten, wie in Abbildung 4-1 erkennbar ist.
Verminderungskosten in €/t
100
80
60
40
20
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
Kumulierte Emissionsminderung in Mio. t/a
Abbildung 4-1: Verminderungspotenzial für den Ausbau der Windenergie
52
Zusammenfassung der Ergebnisse
4.1.1.2 Ausbau der Photovoltaik
In diesem Projekt wurde der Ausbau der Photovoltaik im Bereich der Aufdach-Anlagen
untersucht. Bei einem Ausbau des Potenzials aller verfügbaren Dachflächen in
Deutschland kommt es zu einem hohen Leistungsüberschuss. Daher wurde letzlich
unter Berücksichtigung einer Lastganganalyse ein technisches Verminderungspotenzial
von etwa 54 Mio. t pro Jahr identifiziert.
Abbildung 4-2 zeigt die sortierten Verminderungskosten für den PV-Ausbau in unterschiedlichen Regionen Deutschlands. Bei der, in der Umwandlung angesetzten,
Verzinsung von 10 % können jährlich etwa 3,5 Mio. t CO2 wirtschaftlich eingespart
werden.
200
150
100
50
0
-50
0
10
20
30
40
50
Abbildung 4-2: Verminderungspotenzial für den Ausbau der Photovoltaik
4.1.1.3 Ausbau der KWK
Der Ausbau der KWK ist ein erklärtes Ziel der Bundesregierung. Durch die gekoppelte
Produktion von Strom und Wärme ergibt sich in der Regel eine höhere Brennstoffausnutzung als bei getrennter Bereitstellung. In diesem Projekt wurde die Versorgung von
Städten unterschiedlicher Kategorien mit Fernwärme wirtschaftlich bewertet. Die
Fernwärme wird durch zentrale KWK-Anlagen größerer Leistung (>150 MWel) sowie ein
Spitzenlastheizwerk bereitgestellt.
Abbildung 4-3 zeigt die ermittelte Verminderungskostenkurve für Versorgung der
Städte in dunkler Linie. Innerhalb der Städte könnten einige Siedlungstypen
wirtschaftlich versorgt werden. Durch diese Maßnahme könnten jährlich gegenüber
einer ungekoppelten Erzeugung etwa 76 Mio. t CO2 eingespart werden.
Umwandlungssektor 53
900
Verminderungskosten für die Versorgung
der Städte
800
700
600
500
400
Kat. IX
der Siedlungen innerhalb der Städte
Kat. VI
Kat. IV
Kat. V
Kat. III
Kat. II
300
200
100
0
-100
10
20
30
40
50
60
70
80
Abbildung 4-3: Verminderungspotenzial für den Ausbau der KWK
4.1.1.4 Biogaseinspeisung ins Erdgasnetz
Bislang wird Biogas überwiegend am Ort der Erzeugung in kleinen motorischen BHKW
in Strom und Wärme umgewandelt. Da die anfallende Wärme oft mangels Wärmeabnehmern nicht sinnvoll genutzt werden kann, bietet die Einspeisung von Biogas ins
Erdgasnetz die Option, Verbrauchsschwerpunkte mit biogenen Energieträgern zu
versorgen. Eine Schwierigkeit bei der wirtschaftlichen Analyse der Ausbaupotenziale ist
die monetäre Bewertung des Produktes „Biogas“. Daher wurden für die erzielbaren
Preise Grenzen festgelegt. Abbildung 4-4 zeigt den Korridor, in dem sich die Verminderungskosten der Biogaseinspeisung bewegen. Die Spannbreite ergibt sich aus der Anlagengröße, der Entfernung zu Einspeisepunkten sowie den erzielbaren Erlösen aus dem
Biogasverkauf. Insgesamt lassen sich durch diese Maßnahme gegenüber der Verwendung von Erdgas etwa 9,6 Mio. t CO2 jährlich einsparen.
180
160
250 Nm³/h, 15 km Leitungslänge
140
500 Nm³/h, 500 m Leitungslänge
120
100
80
60
40
20
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Abbildung 4-4: Verminderungspotenzial für die Biogaseinspeisung ins Erdgasnetz
54
4.1.1.5 Ersatz alter Kohlekraftwerke durch Neuanlagen
Kohlekraftwerke sind für 86 % der CO2-Emissionen der Stromerzeugung verantwortlich.
Zudem sind im Bestand alle Baualtersklassen von 1960 bis heute enthalten, so dass
durch den Ersatz von Altanlagen ein nennenswerter Beitrag zur Reduzierung der
Emissionen zu erwarten wäre.
Verminderungkosten in €/t
Abbildung 4-5 zeigt die Verminderungskostenkurve für den Ersatz alter Steinkohlekraftwerke durch Neuanlagen des Typs „Referenzkraftwerk NRW“. Da Kohlekraftwerke
am Zertifikatehandel teilnehmen, sind exemplarisch Zertifikatepreise von 15 €/t und
30 €/t eingezeichnet. Vom technischen Gesamtpotenzial von etwa 15,4 Mio. t/a könnten
somit etwa 2 Mio. t wirtschaftlich erschlossen werden.
700
650
600
550
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
Spezifische CO2Verminderungskosten der
Steinkohlekraftwerke
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11
12
13
14 15
16
Abbildung 4-5: Verminderungskostenpotenzial für den Ersatz bestehender Steinkohlekraftwerke
Die Verminderungskostenkurve für den Ersatz der Braunkohlekraftwerke durch Neuanlagen des Typs „BoA 2&3“ zeigt Abbildung 4-6. Hier ergibt sich ein jährliches technisches Einsparpotenzial von ca. 29 Mio. t. Davon kann unter Berücksichtigung des
Zertifikatepreises etwa die Hälfte wirtschaftlich erschlossen werden.
Umwandlungssektor 55
700
650
600
550
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
Braunkohlekraftwerke
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
28
30
Abbildung 4-6: Verminderungskostenpotenzial für den Ersatz bestehender Braunkohlekraftwerke
4.1.1.6 Biomassezufeuerung in Kohlekraftwerken
Die Biomassezufeuerung in Kohlekraftwerken bietet eine sehr einfach zu realisierende
Lösung, biogene Energieträger in Anlagen mit hohen Jahresnutzungsgraden zu verstromen. Betrachtet wurden zwei Maßnahmen – die Zufeuerung von Waldhackschnitzeln (Maßnahme A) und die Zufeuerung von Stroh (Maßnahme B) – jeweils in Braunund Steinkohlekraftwerken. Abbildung 4-7 zeigt die Ergebnisse der Potenzialanalyse in
allen Kraftwerken. Durch die technisch machbare Zufeuerung von 7 % biogenen Energieträgern und den dadurch resultierenden Ersatz fossiler Brennstoffe können demnach
etwa 20 Mio. t CO2 jährlich eingespart werden. Bei dieser Maßnahme kann der Zertifikatepreis als Nutzenfunktion angesetzt werden, so dass bei einem Preis von beispielsweise
30 €/t die Einsparung von 11,7 Mio. t/a wirtschaftlich darstellbar wäre.
60
50
40
30
20
Maßnahme A
Maßnahme A
Maßnahme B
Maßnahme B
10
- Braunkohlekraftwerk
- Steinkohlekraftwerk
- Braunkohlekraftwerk
- Steinkohlekraftwerk
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Abbildung 4-7: Verminderungspotenzial für die Biomassezufeuerung
56
4.1.2 Tabellarische Zusammenfassung des Umwandlungssektors
In Tabelle 4-1 sind die Maßnahmen aufgelistet, die im Sektor „Umwandlung“ betrachtet wurden. Zu beachten ist, dass die dargestellten Potenziale nicht addiert werden
können, da innerhalb der Maßnahmen Wechselwirkungen auftreten können. So ist etwa
eine Deckung der Verbraucherlast ausschließlich mit Must-Run-Anlagen nicht möglich.
Tabelle 4-1:
Betrachtete Maßnahmen und ermittelte Potenziale im Sektor Umwandlung
Sektor: Umwandlung, 10 % Zinssatz
Maßnahme
Windkraftausbau
Ausbau der Photovoltaik
technisches CO2Verminderungspotenzial
in Mio. t/a
106,0
54,0
Ausbau der KWK
76,1
Biogaseinspeisung
Ersatz der Steinkohlekraftwerke
Ersatz der Braunkohlekraftwerke
Biomassezufeuerung in Steinkohlekraftwerken
Biomassezufeuerung in Braunkohlekraftwerken
VM: Verdrängungsmix
9,6
15,4
29,0
8,4
11,7
wirtschaftliches CO2VerminderungsReferenz
potenzial
in Mio. t/a
VM: 810 g/kWh n.v.
VM: 814 g/kWh
3,6
VM el: 821 g/kWh
4,6
VM th: 230 g/kWh
Erdgas: 202 g/kWh n.v.
Kraftwerksbestand
2,0
Kraftwerksbestand
14,8
Steinkohle: 337 g/kWh n.v.
Braunkohle: 403 g/kWh
11,7
Die genaue Herleitung der Potenziale kann im Berichtsteil II in den Kapiteln zum
Umwandlungssektor nachgelesen werden.
Industrie
57
4.2 Industrie
Dem Sektor Industrie werden alle Betriebe des produzierenden Gewerbes mit mehr als
20 Mitarbeitern zugerechnet. Ausnahmen bilden landwirtschaftliche Betriebe sowie das
Baugewerbe, welche zum Sektor GHD gezählt werden. Mit 27 % des gesamten deutschen
Endenergieverbrauchs im Jahr 2004 /BMWI 08/ liegt die Industrie etwa gleichauf mit
Verkehr (28 %) und Haushalten (28,5 %). Gegenüber diesen Sektoren weist der industrielle Energieverbrauch aber eine deutlich höhere Diversität der Energieverbraucher
auf. Bei Produktionsanlagen ist eine Senkung des Energieverbrauchs häufig nur mit
hohem zeitlichem Aufwand in Zusammenarbeit mit dem Anlagenbauer und unter
Berücksichtigung der Produktqualität möglich, und dementsprechend aufwändig.
Querschnittstechniken wie z.B. Pumpen, Beleuchtung oder Druckluft sind häufig standardisierte Anlagen, wodurch Energieoptimierungen mit geringerem Aufwand durchgeführt werden können. Da bei Produktionsanlagen wegen der Diversität keine allgemein
übertragbaren CO2-Verminderungspotenziale zu erwarten sind, fand eine Konzentration
auf die Querschnittstechniken statt.
Ein wichtiger Kostenbestandteil bei CO2-Reduktionsmaßnahmen sind die Transaktionskosten. Je nach Komplexität der Anlage, Know-How der Verantwortlichen und Anzahl
der Anbieter kann der Aufwand zur Durchführung einer Maßnahme unterschiedlich
sein. Besonders bei innovativen Techniken können eine lange Suche nach geeigneten
Anbietern oder Rechtsstreitigkeiten über Mängel bei der Ausführung dazu führen, dass
Maßnahmen durch die hohen Transaktionskosten unwirtschaftlich werden.
Der Großteil der betrachteten Maßnahmen im Sektor Industrie hat negative CO2-Verminderungskosten. Insgesamt können ca. 21,9 Mio. t CO2/a durch negative Verminderungskosten wirtschaftlich eingespart werden. Abbildung 4-8 zeigt die Zusammenfassung der betrachteten CO2-Verminderungsmaßnahmen. Da sich die Querschnittstechnologien nicht gegenseitig beeinflussen, können die Kurven der einzelnen Maßnahmen
aufaddiert werden. Die Leistungsanpassung bei Pumpen hat mit -975 €/t CO2 die geringsten Vermeidungskosten, allerdings ist es häufig nicht einfach, die optimale
Leistung zu ermitteln.
Es gibt im Industriesektor eine Vielzahl weiterer wirtschaftlicher Maßnahmen, welche
sich aber nicht auf eine Technik pauschalieren lassen. Wird z.B. der Einbau eines
Economizers bei einem Dampfkessel mit max. 10 bar Druck betrachtet, so entscheidet
die Nutzung des Kessels (mittlere Leistung, Druckniveau) über die Wirtschaftlichkeit.
Läuft der Kessel nur mit geringer Leistung bzw. ist das Druckniveau niedrig (z.B. nur
2 bar), so senken bereits die vorhandenen Wärmetauscherelemente die Abgastemperatur
so weit, dass ein Economizer nicht mehr wirtschaftlich ist. Läuft der Dampfkessel jedoch
häufig mit hoher Leistung und liegt der Betriebsdruck nahe dem Nenndruck, so ist ein
Economizer wahrscheinlich wirtschaftlich zu betreiben.
58
100
Verminderungskosten im Sektor Industrie
0
-100
0
2
5
3 4
1
2
3
4
5
2 6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
-200
-300
-400
-500
-600
-700
-800
-900
16
15
4
6
7
6
8
8
9 10
10
12
14
14 13 16
11 12
18
20
22
24
Pumpen: Angepasste Leistung (0,96 Mio. t CO2/a)
Pumpen: Wartung (0,72 Mio. t CO2/a)
Beleuchtung: Technische Verbesserung (Lampentausch) (0,1 Mio. t CO2/a)
Beleuchtung: Technische Verbesserung
(Tausch der Vorschaltgeräte) (0,46 Mio. t CO2/a)
Beleuchtung: Manuelles Schalten (0,14 Mio. t CO2/a)
Beleuchtung: Substitution der Technologie (1,16 Mio. t CO2/a)
Druckluft: Leckageverluste (1,25 Mio. t CO2/a)
El. Antriebe: Wartung (1,66 Mio. t CO2/a)
Druckluft: Verbesserte Antriebe (drehzahlvariable Motoren) (0,06 Mio. t CO2/a)
El. Antriebe: Drehzahlregelung (6,34 Mio. t CO2/a)
El. Antriebe: Dimensionierung (1 Mio. t CO2/a)
Druckluft: Verbesserte Antriebe (hocheffiziente Motoren) (0,04 Mio. t CO2/a)
El. Antriebe: Motorentausch (2,62 Mio. t CO2/a)
Druckluft: Filterwechsel (0,3 Mio. t CO2/a)
Pumpen: Regelung (4,79 Mio. t CO2/a)
Pumpen: Effizienter Motor (0,72 Mio. t CO2/a)
1
-1.000
Abbildung 4-8: Zusammenfassung der Verminderungskosten im Sektor Industrie
4.2.2 Tabellarische Zusammenfassung des Sektors Industrie
Im Sektor Industrie wurde mit einem internen Zinsfuß von 15 % gerechnet. Diese
Verzinsung ist eine moderate Annahme für die Eigenkapitalverzinsung von Industriebetrieben. Würde die Investition in eine Energiesparmaßnahme eine geringere erbringen,
so würde das Geld stattdessen in eine andere Maßnahme, die mindestens diese Verzinsung bringt, investiert (z.B. der Aufbau von Produktionskapazitäten).
Tabelle 4-2 zeigt für die Querschnittstechnologien das technische und wirtschaftliche
CO2-Verminderungspotenzial. Für Kälteerzeugung und Dampferzeuger konnten wegen
der Abhängigkeit der Wirtschaftlichkeit vom Anlagenbetrieb keine für einen Anlagentypen allgemein gültigen CO2-Verminderungskosten bestimmt werden. Daher wurde für
diese Techniken kein wirtschaftliches Potenzial ausgewiesen. Von den 29 Mio. t CO2
konnten 22 Mio. t CO2 als wirtschaftlich ausgewiesen werden, bei Kälteerzeugung und
Dampferzeugung sind weitere Potenziale zu erwarten.
Tabelle 4-2:
Betrachtete Maßnahmen und ermittelte Potenziale im Sektor Industrie
Sektor: Industrie, 15 % Zinssatz
Querschnittstechnologie
Pumpen
Druckluft
Kälteerzeugung
Beleuchtung
Dampferzeuger
El. Antriebe
in Mio. t/a
7,2
2,6
2,4
1,9
3,1
11,9
Referenz
Bestand
Bestand
Bestand
Bestand
Bestand
Bestand
wirtschaftliches CO2Verminderungspotenzial
in Mio. t/a
6,5
1,7
-/1,9
-/11,9
Die genaue Herleitung der Potenziale kann im Berichtsteil II in den Kapiteln zum
Industriesektor nachgelesen werden.
Gewerbe-Handel-Dienstleistung 59
4.3 Gew erbe-Handel-Dienstleistung
Der Energieverbrauch des Sektors GHD ergibt sich in der Folge als Differenz aus dem
gesamtdeutschen Endenergieaufkommen und der Summe der drei übrigen Sektoren. Er
repräsentiert quasi das Reststück des endenergetischen Kuchens. Entsprechend heterogen und facettenreich stellt sich die sektorale Verbrauchsstruktur dar.
Die Bilanzierung des sektoralen Energieverbrauchs und die Erfassung der ihm zugrunde
liegenden Strukturen sind äußerst schwierig. Die folgende, bei weitem nicht vollständige
Aufzählung gibt einen groben Überblick über die Bandbreite der sektoralen Struktur. In
GHD werden u.a. bilanziert:
• Im allgemeinen Gewerbebetriebe mit weniger als 20 Mitarbeitern (auch Herstellungsbetriebe, so sie nicht explizit der Industrie zugeordnet sind)
• Handelsunternehmen, unabhängig von deren Größe
• Baugewerbe, unabhängig von der Betriebsgröße
• Alle privaten und öffentlichen Dienstleistungsunternehmen und Einrichtungen
• Transportunternehmen (jedoch nur stationäre Energieverbräuche)
• Land- und Forstwirtschaft, Gartenbau (inkl. der Kraftstoffverbräuche)
• Militärische Dienste (inkl. der Kraftstoffverbräuche)
Der Sektor GHD erfasst neben dem tertiären auch Teile der primären und sekundären
Wirtschaftsbereiche. Insgesamt arbeiten rund 28 Mio. Menschen in den sektoralen
Wirtschaftszweigen, wobei der Beschäftigungsschwerpunkt mit einem Anteil von fast
70 % im Dienstleistungsbereich liegt. Vergleicht man die Energieverbräuche aller
Sektoren miteinander, so stellt sich GHD mit etwa 1.520 PJ als der „kleinste“ energiewirtschaftliche Sektor dar. Er verursacht in Summe rund 17 % des Endenergieverbrauchs, wobei nahezu die Hälfte dieses Energieeinsatzes der Raumwärmebereitstellung zugeordnet werden kann.
Für eine detaillierte Untersuchung der sektoralen Verbräuche ist es erforderlich,
Statistiken und Studien unterschiedlicher Betrachtungsjahre, Fragestellungen und
Vorgehensweisen zusammenzuführen und auszuwerten. Diese weisen mitunter hohe
Abweichungen voneinander auf. Auch nach kritischer Bewertung der zugrunde gelegten
Rahmenbedingungen verbleibt die Gefahr einer Über- bzw. Unterbilanzierung der
energetischen Verbräuche. Erschwerend ist auch die Mischnutzung von Verbrauchern,
die keine eindeutigen sektoralen Zuordnungen ermöglichen. Beispielhaft sei hierzu auf
die Doppelnutzung von Wohn- und Geschäftsgebäuden hingewiesen.
4.3.1.1 Raumwärme
Kesseltausch
Mit der Nutzung von Gasbrennwerttechnik (13 Mio. t/a) ist ein wesentlich geringeres
theoretisches Verminderungspotenzial verbunden, als mit der Nutzung von Biomasse
(48 Mio. t/a). Dies liegt an der grundlegenden Annahme, dass Biomasse als vollkommen
CO2-neutral betrachtet wird, wohingegen Erdgas einen Emissionsfaktor von knapp über
200 g/kWh aufweist. Auch der – relativ zu anderen Brennstoffen – günstige Preis von
Biomasse trägt seinen Teil zu diesem Ergebnis bei.
60
In Abbildung 4-9 ist der Kurvenverlauf im Ordinatenabschnitt von -300 €/t bis +300 €/t
dargestellt. Die theroretischen Potenziale sind durch senkrechte Asymptoten gekennzeichnet.
CO2-Verminderungskosten in €/t
300
200
100
0
-100
0
10
20
30
40
50
-200
-300
CO2-Verminderung in Mio. t/a
D0/Gas-BW
D0/Bio
Abbildung 4-9: CO2-Verminderungskosten von Gasbrennwert- und Biomassenutzung
(vergrößerter Ausschnitt)
Für den Einsatz von Gasbrennwerttechnik ergibt sich ein wirtschaftliches Potenzial von
ca. 7 Mio. t/a. Da Erdgas in Deutschland nicht flächendeckend verfügbar ist, liegt das
praktische Potenzial unterhalb des wirtschaftlichen Potenzials. Eine genaue Quantifizierung der Differenz zwischen den beiden Potenzialen ist für den Sektor GHD nicht
möglich. Durch den Einsatz von Biomasse könnten sogar ca. 39 Mio. t/a vermieden
werden, jedoch muss einschränkend hinzugefügt werden, dass die Verfügbarkeit von
Biomasse hier die limitierende Größe darstellt. Beschränkt man sich auf das in
Deutschland verfügbare Biomassepotenzial und berücksichtigt des Weiteren, dass alle
Sektoren an der Biomassenutzung partizipieren, so reduziert sich das Potenzial der
Biomasse etwa auf das der Gasbrennwertnutzung.
Energetische Sanierung der Gebäudehülle
Untersucht man das Ergebnis bezüglich des wirtschaftlichen Potenzials und den
Kostenverlauf in unmittelbarem Anschluss an den wirtschaftlichen Bereich (vgl.
Abbildung 4-10), so stellt man fest, dass unter den zugrunde gelegten
Rahmenbedingungen nur etwa 2 Mio. t/a, also weniger als 10 % des maximal Möglichen,
wirtschaftlich eingespart werden können. Auffällig ist, dass die Verminderungskostenkurven im unteren Bereich nahezu identisch verlaufen. Offensichtlich nimmt die
Anzahl der wirtschaftlich sanierbaren Gebäude in diesem Bereich in gleichem Maße ab,
wie die Einsparung in den wirtschaftlich sanierbaren Gebäuden zunimmt. Somit ist
zwar das sektorale wirtschaftliche Potenzial in diesem Bereich nahezu unabhängig von
der Qualität der Sanierung (im Rahmen der betrachteten Maßnahmen), jedoch kann die
Aussage nicht verallgemeinert werden und gilt insbesondere nicht für ein konkretes
Objekt bzw. Typgebäude.
500
400
300
200
100
0
-100
0
10
20
30
40
50
-200
D1/oK
D2/oK
D3/oK
Abbildung 4-10: CO2-Verminderungskosten für die Sanierung der thermischen Hülle
(Maßnahmenpakete 1-3, vergrößerter Ausschnitt)
Unmittelbar im Anschluss an den wirtschaftlichen Bereich flacht die
Verminderungskostenkurve zunehmend ab und verläuft im gesamten mittleren Teil mit
einer eher gemäßigten Steigung. Bei nur moderat steigenden Verminderungskosten
können große zusätzliche Potenziale erschlossen werden. Hierbei weisen zunächst die
einfachen Maßnahmenpakete eine günstigere Kostenentwicklung auf, im Bereich ab
etwa 110 €/t führen die qualitativ hochwertigen Maßnahmenpakete jedoch zunehmend
zu niedrigeren Verminderungskosten. Hier zeigen sich die Stärken eines guten
Wärmeschutzes. Dies verwundert nicht weiter, ruft man sich ins Bewusstsein, dass
Mehrkosten bei der Brennstoffbeschaffung über Heizwert und Emissionsfaktor als
betragsmäßiges Äquivalent zu den Verminderungskosten betrachtet werden können.
Betrachtet man beispielsweise die jüngste Entwicklung des Heizölpreises auf über
0,92 €/l verglichen mit dem im Projekt zugrunde gelegten Wert, so erfolgt – wohlgemerkt
nur für ölbeheizte Gebäude – eine Verschiebung der Wirtschaftlichkeitsgrenze auf
Verminderungskosten von etwa 115 €/t, was sofort zu einer Vervielfachung des
wirtschaftlichen Potenzials führt.
4.3.1.2 IuK
Im Folgenden werden die Potenziale und Verminderungskosten für den Austausch von
CRT-Monitoren durch LCD-Bildschirme und den Austausch von PCs durch Notebooks
näher erläutert.
Austausch von CRT-Monitoren durch LCD-Bildschirme
Der Austausch von Bildschirmen ist durchweg mit positiven Verminderungskosten
verbunden (vgl. Abbildung 4-11). Somit besteht kein wirtschaftliches Potenzial für eine
CO2-Verminderung auf diesem Wege, also nicht einmal, wenn eine Neuanschaffung ins
Haus steht.
Die Wirtschaftlichkeit hängt mehr von den Investitions- als von den Verbrauchskosten
ab. Dies zeigt sich auch im Rahmen einer Sensitivitätsanalyse. Wie in Abbildung 4-11 zu
62
sehen ist, führt eine Preissenkung bei LCD-Bildschirmen um 10 % bereits zu negativen
Verminderungskosten bei den ältesten Geräten, während die Verbrauchskosten um ca.
25 % erhöht werden müssten, um diese Geräte wirtschaftlich ersetzen zu können.
Basisberechnung
700
Strompreis +25 %
600
Monitor -10 %
500
400
300
200
100
0
0
0,05
0,1
0,15
0,2
0,25
0,3
0,35
0,4
0,45
0,5
-100
Abbildung 4-11: CO2-Verminderungskosten für den Austausch von CRT- durch LCDBildschirme über dem Verminderungspotenzial
Insgesamt könnten durch den Austausch von CRT-Monitoren durch LCD-Bildschirme
maximal etwa. 0,42 Mio. t CO2 jährlich vermieden werden. Dabei entstehen jedoch
Kosten zwischen +70 €/t für Geräte, die ohnehin ausgetauscht werden müssen, und
+700 €/t für jene, die kürzlich erst beschafft wurden.
Trotz der Unwirtschaftlichkeit dieser Maßnahme – unter dem alleinigen Aspekt der
CO2-Verminderung – ist in den letzten Jahren ein deutlicher Trend zu
LCD-Bildschirmen zu verzeichnen. Hier zeigt sich deutlich, dass im Rechnerbereich
andere Faktoren als die wirtschaftliche CO2-Verminderung die Kaufentscheidung
beeinflussen. Aufgrund der hohen spezifischen Preise der Geräte stehen primär Aspekte
wie Leistungsfähigkeit, Funktionalität und Design im Vordergrund. Im Falle der
LCD-Bildschirme kann die Verminderung der CO2-Emission und des Energieverbrauchs
in den letzten Jahren somit als Sekundäreffekt verstanden werden.
Austausch von PCs durch Notebooks
Insgesamt könnten durch eine flächendeckende Substitution aller PCs durch Notebooks
ca. 0,75 Mio. t CO2 jährlich eingespart werden. Jedoch würden hierbei Verminderungskosten zwischen 1.200 €/t und ca. 10.500 €/t anfallen, wie Abbildung 4-12 entnommen
werden kann.
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
Abbildung 4-12: CO2-Verminderungskosten für den Austausch von PCs (gesamt) durch
Notebooks über dem Verminderungspotenzial
Auch hier zeigt sich deutlich, dass bei Rechnern andere Faktoren als die wirtschaftliche
CO2-Verminderung eine Kaufentscheidung beeinflussen. Die Höhe der Verminderungskosten spricht hier für sich. Dennoch steigen auch im Notebookbereich die Absatzzahlen.
Als Grund ist hier vor allem die Flexibilität und Mobilität, also die erweiterte
Funktionalität von Notebooks zu nennen. Unter betriebswirtschaftlichen Aspekten
amortisieren sich die Mehrausgaben für Notebooks oft in Kürze, da Mitarbeiter
hierdurch effizienter und – durch Nutzung des Notebooks unterwegs oder zuhause – ggf.
auch länger arbeiten können. Allein aus Gründen der Emissions- oder auch
Verbrauchsreduktion ist die Anschaffung eines Notebooks jedoch nicht wirtschaftlich
realisierbar.
4.3.1.3 Beleuchtung
In Abbildung 4-13 ist das Berechnungsergebnis für den Austausch von
2-Bandenleuchtstofflampen mit KVG durch 3-Bandenleuchtstofflampen mit EVG
dargestellt.
Auffällig ist, dass KVG-betriebene Leuchten, unabhängig von ihrem Alter, stets wirtschaftlich durch EVG-betriebene ersetzt werden können und das bei
CO2-Verminderungskosten von -165 €/t bis -80 €/t. Bei solch einem Ergebnis stellt sich
unweigerlich die Frage, warum das sektorale Potenzial von über 1,4 Mio. t/a nicht schon
lange ausgeschöpft wurde. Der mutmaßliche Hauptgrund dafür dürfte in der meist mehr
als 2 bis 5 Jahre umfassenden monetären Amortisationszeit der Maßnahme liegen.
Hinzu kommt, dass nutzerspezifische Abweichungen von der mittleren Nutzungsdauer
und sekundäre Kosten (z.B. Umsatzeinbußen durch die Elektroarbeiten) auf sektoraler
Ebene nicht berücksichtigt werden können. Aber auch auf die Hemmnisse aus dem
kognitiven Bereich sei an dieser Stelle verwiesen.
Weiterreichende Ausführungen hierzu finden sich im ausführlichen Berichtsteil zu
GHD.
64
0
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
1,4
-20
-40
-60
-80
-100
-120
-140
-160
-180
Abbildung 4-13: CO2-Verminderungskosten für den Austausch von 2-BLL mit KVG
durch 3-BLL mit EVG über dem Verminderungspotenzial
4.3.2 Tabellarische Zusammenfassung des Sektors GHD
Die Berechnungen im Sektor GHD wurden mit einem internen Zinsfuß von 5 % und
Nettopreisen durchgeführt.
Tabelle 4-3 zeigt die technischen und wirtschaftlichen CO2-Verminderungspotenziale
der untersuchten Maßnahmen. Hierbei ist zu beachten, dass die Ergebnisse der einzelnen Maßnahmen nicht summiert werden können, da die verschiedenen Maßnahmen in
einem Anwendungsbereich zum Teil alternative Betrachtungen auf Basis der selben
Referenz darstellen und ein Potenzial nicht doppelt gehoben werden kann. Hier ist eine
detaillierte Betrachtung im Einzelfall notwendig, wobei an dieser Stelle auf den ausführlichen Berichtsteil zu GHD verwiesen sei, in dem sich auch detaillierte Beschreibungen zur Herleitung der jeweiligen Potenziale und entsprechenden Rahmenbedingungen finden.
Bezüglich der in Tabelle 4-3 ausgewiesenen wirtschaftlichen Potenziale ist anzumerken,
dass diese nicht zwingend den praktischen Potenzialen entsprechen. Zwar liegen diese
meist recht nah beisammen, jedoch kann es auch zu großen Abweichungen kommen, wie
beispielsweise bei der Biomasse oder Gasbrennwertnutzung. Hier ist die Verfügbarkeit
die primär limitierende Größe. Im Falle der Gasbrennwertnutzung begründet sich diese
darin, dass in Deutschland kein flächendeckendes Versorgungsnetz besteht. Insbesondere im ländlichen Bereich ist dies oft der Fall. Bei der Biomassenutzung hingegen ist
die ausreichende Energieträgerverfügbarkeit der begrenzende Faktor, was in Abhängigkeit der gesetzten Rahmenbedingungen zu praktischen Potenzialen führt, die nur einen
Bruchteil des wirtschaftlichen Potenzials ausmachen.
Tabelle 4-3:
Zusammenfassung aller untersuchten Maßnahmen in GHD
Sektor: Gewerbe-Handel-Dienstleistung, 5 % Zinssatz
wirtschaftliches CO2technisches CO2Verminderungsverminderungspotenzial
Referenz
potenzial
Maßnahme
in Mio. t/a
in Mio. t/a
Raumwärme Dämmung
48,0
Gebäudebestand
2,0
48,0
Kesselbestand
39,0
Biomassenutzung 1)
Gas-Brennwertnutzung
13,0
Kesselbestand
7,0
IuK
CRT => LCD
0,4
Bestand Bildschirme
0,0
PC = > Notebook
0,7 Bestand PC & Bildschirme
0,0
Beleuchtung 2-BLL&KVG => 3-BLL&EVG
1,4
Beleuchtungsbestand
1,4
1)
starke Abweichung von wirtschaftlichem und realem Potenzial (Energieträgerverfügbarkeit)
Die genaue Herleitung der Potenziale kann im Berichtsteil III in den Kapiteln zum
Sektor Gewerbe-Handel-Dienstleistung nachgelesen werden.
66
4.4 Haushalte
Die betrachteten CO2-Verminderungsmaßnahmen im Sektor Haushalte werden im
Folgenden kurz zusammenfassend dargestellt. Die ausführliche Analyse ist jeweils im
Berichtsteil III in den Kapiteln zum Haushaltssektor beschrieben.
In der Praxis wird eine Maßnahme stets eine Mischung aus unterschiedlichen Teilmaßnahmen darstellen. So werden z. B. Glühbirnen zum Teil durch Energiesparlampen,
LEDs und Lumileds ersetzt. Zum Vergleich der Maßnahmen untereinander wird jede
Maßnahme einzeln betrachtet – z. B. „Ersatz aller Glühlampen durch Energiesparlampen“ im Vergleich zu „Ersatz aller Glühlampen durch LEDs“. Die reale Verteilung
kann dann anhand der ermittelten wirtschaftlichen Potenziale abgeschätzt werden.
Aufgrund des geringen CO2-Verminderungspotenzials werden die Verminderungskosten
der Maßnahmen für Kleingeräte und Aufzüge nicht dargestellt.
4.4.1 Kurzdarstellung betrachteter CO2-Verminderungsmaßnahmen
In der Studie werden mehrere CO2-Verminderungsmaßnahmen im Haushaltssektor
untersucht. Die Untersuchungen beziehen sich auf mechanische Energie (Pumpen,
Aufzüge, Dunstabzugshauben), Beleuchtung, Raumwärme (Heizkessel, Gebäudehülle,
Fenster), Kleingeräte, Haushaltsgeräte, und IuK-Geräte.
4.4.1.1 Heizkessel
Die Heizkessel zur Wärmebereitstellung weisen ein sehr hohes technisches CO2Verminderungspotenzial im Vergleich zum wirtschaftlichen Verminderungspotenzial
auf. In Abbildung 4-14 sind die spezifischen Verminderungskosten für den Tausch des
gesamten Heizkesselbestandes in Deutschland gegen moderne Gas-Brennwertkessel
dargestellt.
Gas BA5
1.200
Gas BA4
1.000
800
600
400
200
0
Gas BA3
Gas BA2
Kohle BA3
Kohle
BA2
Öl BA2
Öl BA3
Kohle BA5
Öl BA4
Kohle BA4
Öl BA5
-200
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
Abbildung 4-14: CO2-Verminderungskosten für den Austausch von Heizkesseln durch
Gasbrennwertkessel
Die geringsten Verminderungskosten entstehen beim Tausch eines Ölkessels der
Baualtersklasse 2 (Kessel der Baualtersklasse 1 existieren praktisch nicht mehr). Es
Haushalte
67
ergibt sich ein wirtschaftliches CO2-Verminderungspotenzial von ca. 4 Mio. t/a. Der
Verlauf der Vermeidungskosten zeigt aber, dass ein sehr großes CO2-Einsparpotenzial
zu relativ geringen Kosten erschlossen werden kann. Bereits eine leichte Erhöhung der
Kosten für konventionelle Energieträger macht die Maßnahmen wirtschaftlich.
4.4.1.2 Gebäudehülle
Die Sanierung der Gebäudehülle stellt die effektivste Maßnahme zur CO2 Einsparung
dar. Durch die Sanierung der älteren Baualtersklassen können wirtschaftliche Wärmeeinsparungen erzielt werden. Die Abbildung 4-15 stellt das kumulierte CO2-Verminderungspotenzial von Ein- und Mehrfamilienhäusern verschiedener Baualtersklassen für
die Maßnahmenvariante 3 der untersuchten Gebäudedämmung dar. Maßnahme 3
beinhaltet die Aufbringung von 18 cm Außenwanddämmung und 22 cm Dachflächendämmung. Damit können insgesamt etwa. 69 Mio. t CO2/a wirtschaftlich eingespart
werden.
20
MFH BA5
15
10
EZH BA5
5
MFH BA4
EZH BA4
MFH BA3
0
MFH BA2
MFH BA1
-5
EZH BA2
EZH BA3
EZH BA1
-10
0
10
20
30
40
50
60
70
80
Abbildung 4-15: CO2-Verminderungskosten für die Dämmung der Gebäudehülle mit
18 cm Außenwanddämmung und 22 cm Dachflächendämmung
4.4.1.3 Fenster
Die Sanierung der Fenster stellt eine weitere Maßnahme zur CO2-Verminderung im
Gebäudebereich dar. Die spezifischen CO2-Verminderungskosten bei den Fenstern sind
im Vergleich zur Dämmung der Gebäudehülle höher. Die Sanierung der älteren Baualtersklassen ermöglicht die größten Einsparungen - bereits in den Baualtersklassen 1
und 2 könnten gut 10 der insgesamt etwa 11,1 Mio. t CO2/a vermieden werden. Die
spezifischen CO2-Verminderungskosten für Variante 3 der Maßnahme „Fenstertausch“
sind in Abbildung 4-16 dargestellt. Die wirtschaftlichen Einsparungen liegen für Maßnahme 3 allerdings bei lediglich 0,41 Mio. t CO2 pro Jahr.
68
250
MFH BA 5
200
150
EZH BA 5
MFH BA 4
100
EZH BA 4
MFH BA 3
50
EZH BA 3
0
MFH BA 1
EZH BA 1
EZH BA 2
MFH BA 2
-50
-2
4
6
8
10
12
Kumulierte Emisssionsminderung in Mio. t/a
Abbildung 4-16: CO2-Verminderungskosten für den Austausch der Fenster gegen
Wärmedämmfenster mit UW = 0,71 W/m2K
4.4.1.4 Information und Kommunikation
In diesem Bereich werden effiziente Geräte untersucht, die den Stromverbrauch senken,
der durch „Standby“ und „Schein Aus“-Betrieb entsteht. Zusätzlich zum Einsatz
effizienter Geräte kann sich insbesondere durch ein verändertes Nutzerverhalten eine
Reduzierung von CO2-Emissionen ergeben. Abbildung 4-17 zeigt die Verminderungskosten für den Bereich IuK. Da sich hier relativ hohe Kosten errechnen, liegt das wirtschaftliche CO2-Verminderungspotenzial lediglich bei etwa 0,5 Mio. t CO2/a.
35.000
Laptop 05
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
Flachbildmonitore 05
5.000
Stereoanlage 01
LCD TV 95
Plasma TV
0
CRT Monitor 05
Desktop PC 05
-5.000
0
1
2
3
4
5
Abbildung 4-17: CO2-Verminderungskosten für IuK-Geräte (BVT)
4.4.1.5 Beleuchtung
Das am häufigsten verwendete Beleuchtungsmittel im Haushalt stellt nach wie vor die
Glühlampe dar. Effizientere Beleuchtung kann jedoch größtenteils ohne Behaglichkeitsund Komfortverluste eingesetzt werden. Der Einsatz von Leuchtstoffröhren stellt eine
durchweg wirtschaftliche Maßnahme dar. In Abbildung 4-18 sind die spezifischen CO2Verminderungskosten für die Maßnahme „Ersatz des gesamten Lampenbestandes durch
Haushalte
69
Leuchtstoffröhren“ dargestellt. Die Kosten liegen zwischen ca. - 600 €/t und etwa
- 250 €/t. Das wirtschaftliche CO2-Verminderungspotenzial liegt somit bei gut
5,4 Mio. t/a.
0
-100
-200
Halogenlampen
-300
Glühlampen
-400
-500
-600
Energiesparlampen
-700
-800
0
1
2
3
4
5
6
Abbildung 4-18: CO2-Verminderungskosten für den Austausch von Lampen durch
Leuchtstoffröhren
4.4.1.6 Haushaltsgeräte
Die Haushaltsgeräte werden auf Basis von Effizienzklassen untersucht. Dabei wird der
Altbestand gegen die effizienteren Klassen ausgetauscht. Im Bereich Haushaltsgeräte
wird nur für die Geschirrspüler ein wirtschaftliches Potenzial von gut 800 Tsd. t CO2
identifiziert. Abbildung 4-19 zeigt die Verminderungskosten für Geschirrspülmaschinen. Sie reichen von ca. - 55 €/t für Geräte, die bereits am Ende ihrer Lebensdauer (15 Jahre) stehen, bis zu ca. 23 €/t für Geschirrspüler aus dem Bestand, die erst
ein Jahr alt sind. Für die Betrachtung wurde angenommen, dass das neue Gerät jeweils
der höchsten Effizienzklasse entspricht.
40
30
RLZ 6
20
RLZ 9 RLZ 8
10
RLZ 5
RLZ 4
RLZ 3
RLZ 2 RLZ 1
RLZ 7
RLZ 10
0
RLZ 11
-10
RLZ 12
-20
RLZ 13
-30
RLZ 14
-40
RLZ 15
-50
-60
0
200
400
600
800
1.000 1.200 1.400 1.600 1.800 2.000 2.200 2.400 2.600
Kumulierte Emissionsminderung in Tausend t/a
Abbildung 4-19: CO2-Verminderungskosten für den Einsatz von Geschirrspülmaschinen
der Klasse A++
70
4.4.1.7 Pumpen
Als eine weitere CO2-Verminderungsmaßnahme werden im Haushaltssektor verschiedene Pumpen untersucht. Die Untersuchung umfasst Zirkulationspumpen, Heizkreispumpen sowie dezentrale Pumpen an den Heizkörpern.
Das Verminderungspotenzial ergibt sich dabei durch die Verringerung der Überdimensionierung und einer unnötig langen Laufzeit. Exemplarisch wird für die durchgeführten
Maßnahmen der Austausch von Heizkreispumpen durch dezentrale Pumpen in EFH in
Abbildung 4-20 dargestellt. Insgesamt können ca. 17,5 Mio t CO2/a wirtschaftlich
eingespart werden.
0
-20
-40
-60
angepasst (AC) 5500 h/a zu DP (Öl)
-80
Referenz (AC) 5500 h/a zu DP (Öl)
-100
angepasst (AC) 5500 h/a zu DP (Gas)
-120
Referenz (AC) 5500 h/a zu DP (Gas)
-140
-160
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
Abbildung 4-20: CO2-Verminderungskosten für den Einsatz dezentraler Pumpen in EFH
Die geringsten Verminderungskosten von ca. - 140 €/t werden bei der Maßnahme durch
den Austausch der dezentralen Pumpen in EFH mit gasbefeuerten Heizanlagen erzielt.
Es zeigt sich, dass besonders die dezentralen Pumpen ein großes wirtschaftliches CO2Verminderungspotenzial besitzen.
4.4.2 Tabellarische Zusammenfassung des Sektors Haushalte
In Tabelle 4-4 sind alle durchgeführten Maßnahmen im Haushaltssektor zusammengefasst. Für den Anwender stellen sich jene Maßnahmen als sinnvoll dar, welche das
größte wirtschaftliche Potenzial aufweisen. Die Durchführung einer Maßnahme wirkt
sich auf andere Maßnahmen aus, deshalb sind zur besseren Vergleichbarkeit
untereinander, die Maßnahmen einzeln angeführt.
Haushalte
Tabelle 4-4:
71
Betrachtete Maßnahmen und ermittelte Potenziale im Sektor Haushalte
Sektor: Haushalte, 5 % Zinssatz
Maßnahme
Raumwärme
Gas-Brennwertnutzung
Pelletheizung
Wärmepumpe
Dämmung
Fenster
in Mio. t/a
39,5
127,0
75,0
70,3
11,2
Referenz
Kesselbestand
Kesselbestand
Kesselbestand
Gebäudebestand
Gebäudebestand
wirtschaftliches
CO2Verminderungspotenzial
in Mio. t/a
4,0
69,0
0,4
IuK
BVT
4,5
Stereoanlage,
Kompaktanlage,
Fernsehgeräte,
Videorekorder, DVDPlayer, Telefon,
Anrufbeantworter, Fax,
Desktop PC, Laptop,
Scanner, Tintenstrahl-,
Laserdrucker, Monitore
Beleuchtung
Energiesparlampen
LEDs
Lumileds
Metalldampflampen
Leuchtstoffröhre
4,9
5,3
5,7
5,5
5,4
Beleuchtungsbestand
Beleuchtungsbestand
Beleuchtungsbestand
Beleuchtungsbestand
Beleuchtungsbestand
Haushaltsgeräte
BVT (A++)
0,8
BVT (A++)
BVT (A++)
BVT (A++)
BVT (A++)
BVT (A++)
BVT (A++)
1,3
0,4
0,7
0,2
1,5
2,4
Kühlschränke
Waschmaschinen
Wäschetrockner
Gefriergeräte
Kühl-/Gefrierkombigerät
Elektroherde
Geschirrspüler
0,08
Aufzugsbestand
-
0,02
Aufzugsbestand
-
0,42
Aufzugsbestand
-
Mechanische
Energie
Einsparung durch
Planetengetriebe
Einsparung durch
Aufzüge
Rekuperatoren
Vermeidung StandbyVerluste
Einsparung durch
Dunstabzugshauben
Randabsaugung
Optimierung HeizkreisPumpen
und Zirkulationspumpen
Dezentrale Pumpen*
1,3
6,5
28,5
* inkl. Einsparungen an t hermischer Energie
Dunstabzugshaubenbestand
Gebäudebestand
(Pumpen pro Gebäude)
Gebäudebestand
(Pumpen pro Gebäude)
0,4
4,9
5,2
4,3
4,2
5,4
0,8
6,3
28,5
73
5 Exemplarischer Vergleich mit weiteren CO2Vermeidungsstudien
Durch einen Vergleich verschiedener CO2-Vermeidungsstudien wird eine Eingliederung
und Abgrenzung der vorliegenden Arbeit möglich. Es werden Unterschiede sowie Gemeinsamkeiten der verschiedenen Studien untersucht. Es werden in Tabelle 5-1 die
folgenden Arbeiten untersucht:
Tabelle 5-1:
Untersuchte CO2-Vermeidungsstudien
Publizierte Stelle
Studie
Forschungsstelle für
Energiewirtschaft
CO2- Verminderungen in Deutschland
McKinsey & Company Inc.,
BDI:
Kosten und Potenziale der Vermeidung von
Treibhausgasemissionen in Deutschland
Optionen und Potenziale für
Endenergieeffizienz und
Energiedienstleistungen, Endbericht im
Auftrag der E.ON AG
Wirtschaftliche Bewertung von Maßnahmen
Fraunhofer Institut für Systemdes Integrierten Energie- und
und Innovationsforschung
Klimaprogramms (IEKP)
Wuppertal Institut für Klima,
Umwelt, Energie GmbH
Greenpeace, EUtech:
Klimaschutz: Plan B Nationales
Energiekonzept bis 2020
EUtech Energie und
Management GmbH
Bewertung und Vergleich mit dem
Greenpeace Energiekonzept „Plan B“ Das
integrierte Energie- und Klimaprogramm der
Bundesregierung (Meseberger-Beschlüsse)
Die Studien unterscheiden sich in den Ausgangspunkten sowie Randbedingungen
deutlich. Eine kurze Darstellung zeigt auf, welche Motivation zur Erstellung der einzelnen Studien bestand. Ein weiterer betrachteter Punkt beinhaltet die Untersuchung der
angewendeteten Methodiken. Diese unterscheiden sich in den Studien zwischen betriebswirtschaftlichen und gesamtwirtschaftlichen/(quasi)-volkswirtschaftlichen Berechnungen. Dabei spielen vor allem Verminderungskosten als Effizienzkriterium eine große
Rolle. In einigen Studien erfolgten lediglich Angaben zu dem CO2-Einsparpotenzial ohne
Angaben zu Kosten. Der Bilanzraum von CO2-Verminderungspotenzialen ergibt sich aus
dem angegebenen Betrachtungsraum und dem Betrachtungszeitraum. Weiterer
Untersuchungsgegenstand war, ob einzelne Maßnahmen (z.B. Austausch einzelner
Heizsysteme in Haushalten) in Sektoren oder politische Maßnahmenbündel (Förderung
von Erneuerbaren Energien) zu einer Verminderung von Emissionen führen.
74
Exemplarischer Vergleich mit weiteren CO2-Vermeidungsstudien
5.1 Betrachtete Studien
5.1.1 McKinsey
Die Studie „Kosten und Potenziale der Vermeidung von Treibhausgasemissionen in
Deutschland“ von McKinsey & Company basiert auf einer Analyse von Verminderungskosten und Verminderungspotenzialen. In dieser Studie wurden ca. 300 Hebel in
unterschiedlichen Sektoren betrachtet. Ein einzelner Hebel entspricht einer durchgeführten Maßnahme (z.B. Austausch von Heizsystemen in Gebäuden).
Die Sektoren lassen sich wie folgt einteilen:
•
•
•
•
Gebäudesektor,
Industriesektor,
Energiesektor,
Transportsektor (Straßenverkehr, Schienenverkehr, Luftverkehr).
Als wichtigsten Hebel im Gebäudesektor werden in dieser Studie Dämmung, Austausch
der Heizungsanlage, effiziente Elektrogeräte und Beleuchtung genannt. Die Erneuerbaren Energien sind im Rahmen eines Kernenergieausstieges als wichtigste Maßnahme im
Energiesektor benannt. Die Maßnahme effizientere Antriebssysteme und industriespezifische Einzelmaßnahmen, sowie das gezielte Abfangen von Treibhausgasen werden in
der Industrie als Einzelhebel hervorgehoben. Der Transportbereich wurde nochmals
unterteilt in Straßenverkehr, Schienenverkehr und Luftverkehr. Die einzelnen Sektoren
im Transportbereich stellen weitere Potenziale zur Verminderung bereit. Im Straßenverkehr wird ein wichtiger Hebel in der Optimierung von Benzin- und Dieselmotoren im
Bereich PKW gesehen. Im Bereich schwerer LKW werden Verminderungspotenziale im
Antriebsstrang erwartet. Die Verminderungspotenziale im Bereich Schienen- und
Luftfahrt beschränken sich vor allem auf eine Auslastungsoptimierung.
Wichtigste Randbedingungen sind, dass durch einen Vermeidungshebel keine Einschränkung der Lebensqualität und keine Verlangsamung des Wirtschaftswachstums
hervorgerufen werden. In der Studie wurden grundsätzlich Technologien untersucht, die
heute einsetzbar sind oder sich in einem fortgeschrittenen Entwicklungsstadium befinden. Die Methodik basiert auf einer betriebswirtschaftlichen Sichtweise. Für den Energiesektor wurden zusätzlich die gesamtwirtschaftlichen Kosten aufgezeigt. Explizit
wurde darauf hingewiesen, dass bewusst von einer Bewertung politischer Umsetzungsmaßnahmen und Steuerungsinstrumente abgesehen wurde.
Die gesamtwirtschaftliche Sichtweise beinhaltet keine Berücksichtigung von Sekundäreffekten (z.B. Konsumverhalten oder Beschäftigung). In der Studie werden verschiedene
Zinssätze in den einzelnen Sektoren verwendet. Im Gebäudesektor wurden die Zinssätze
auf 4 % für Haushalte und 9 % für den GHD-Sektor aus Entscheidersicht festgelegt. Bei
der gesamtwirtschaftlichen Perspektive ist ein Zins von 7 % ausgewiesen. Im Energiesektor liegt der Zins aus gesamtwirtschaftlicher Perspektive bzw. betriebswirtschaftlicher Sichtweise bei 7 %. Im Sektor Industrie wurden die Zinssätze auf durchschnittlich
9,5 % bei der betriebswirtschaftlichen und 7 % bei der gesamtwirtschaftlichen Sichtweise gesetzt. Im Sektor Verkehr wurde ein Kapitalkostensatz von 4 % bei Privatkunden
und 9 % für Unternehmen angenommen. /McK 07a/, /McK 07b/, /McK 07c/, /McK 07d/
Der Betrachtungszeitraum bezieht sich bis auf das Jahr 2020 und darüber hinaus bis
2030. Das CO2-Verminderungspotenzial bis 2020 bei durchschnittlichen Vermeidungs-
Betrachtete Studien
75
kosten von 20 €/t CO2 wurden mit 141 Millionen Tonnen jährlich beziffert, davon sind
aus Entscheidersicht 127 Millionen Tonnen wirtschaftlich – also kleiner 0 €/t – einzusparen. Weitere 14 Millionen CO2 würden zusätzlich Kosten von 0- 20 €/t CO2 verursachen.
/McK 07/
5.1.2 Wuppertal Institut
In der Studie „Optionen und Potenziale für Endenergieeffizienz und Energiedienstleistungen“ werden technologische Optionen zur Energieeinsparung auf der Anwendungsseite untersucht. Es wurden an Hand von 70 Technologien bzw. Maßnahmen Verminderungspotenziale und Verminderungskosten aufgezeigt. Die Studie verzichtet auf eine
Betrachtung des Umwandlungs- oder auch Energiesektors. Die dargestellten Sektoren
sind:
• Industrie
• GHD-Sektor
• Private Haushalte
Die größten Verminderungspotenziale werden in der Heizungsoptimierung (Pumpentausch, hydraulischer Abgleich), dem Kombinationspaket Wärmedämmung + Heizungserneuerung und in der Substitution von Nachtspeicherheizungen, Elektrowarmwasser in
privaten Haushalten gesehen. Im Sektor GHD können durch die Maßnahmen Beleuchtung (innen) und Prozesswärme (Substitution, Brennstoffeinsparung) weitere Potenziale
gehoben werden. Im Sektor Industrie wurden branchenübergreifende einsetzbare Querschnittstechnologien untersucht. Die Brennstoffeinsparung in der Industrie wird als
größtes Potenzial zur CO2-Einsparung gesehen. Eine Substitution von elektrisch erzeugter Prozesswärme durch Gas befeuerte Anlagen wird als Einsparpotenzial gesehen,
jedoch als nicht wirtschaftlich realisierbar eingestuft.
Dabei bezog man die Energieeffizienz-Potenziale nicht nur auf den Betrachtungsraum
Deutschland. Es erfolgte des Weiteren eine Bewertung, wie die Einsparpotenziale auch
in Europa wirken. Der Betrachtungszeitraum stellt einzelne Zeitpunkte für die Jahre
2005, 2010 und 2015 dar. In der Studie wurde ein gesamtwirtschaftliches, rentables
Potenzial von ca. 120 Millionen Tonnen CO2 pro Jahr bis 2015 angegeben. Laut der
Studie ergibt sich aus betriebswirtschaftlicher Sichtweise ein ähnliches Bild wie bei
einer gesamtwirtschaftlichen Betrachtung. Die Studie kommt zu dem Ergebnis, dass
eine Maßnahme in der Regel aus Betreibersicht durchgeführt werden sollte, wenn sie
gesamtwirtschaftlich rentabel erscheint. Die meisten Potenziale werden als rentabel
angesehen, wenn die CO2 Vermeidungskosten einen Wert unter null oder unterhalb
eines Zertifikatepreises von 10 Euro pro Tonne annehmen.
Die Berechnungen der Einsparpotenziale werden in allen Sektoren auf die Referenz des
nationalen Strom-Mix bezogen. Es wurde ein einheitlicher Realzins von 8 % in allen
Sektoren bei einer betriebswirtschaftlichen Sichtweise festgelegt. Dieser Zins stellt nach
dem Wuppertaler Institut die übliche Zielgröße für Investitionsentscheidungen dar. Die
gesamtwirtschaftliche Berechnung beinhaltet einen Zinssatz von 4 % in allen Sektoren,
welcher sich an den Mittelwert der realen Umlaufrendite von öffentlichen Anleihen
anlehnt. In der Studie wurden keine Sekundäreffekte bei einer gesamtwirtschaftlichen
Untersuchung aufgezeigt. /WI 06a/
76
5.1.3 Fraunhofer Institut (ISI)
Den Ausgangspunkt der Studie „Wirtschaftliche Bewertung von Maßnahmen des
Integrierten Energie- und Klimaprogramms (IEKP)“ stellt das beschlossene Regierungspaket in Meseberg dar. Das Ziel des Regierungspaketes ist es, die europäischen Richtungsentscheidungen vom Frühjahr 2007 umzusetzen. Mit der Studie werden 12 von 29
Maßnahmenbündeln (siehe Tabelle 5-2) des verabschiedeten Regierungspaketes durch
Verminderungpotenziale und Verminderungskosten schwerpunktmäßig dargestellt.
Nachfolgend werden die in der Studie untersuchten Maßnahmenpakete aus dem IEKP
benannt.
Tabelle 5-2:
Untersuchte Maßnahmenpakete in der ISI-Studie
Nummer im IEKP Maßnahmentitel
1
Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz
Ausbau der Erneuerbaren Energie im
2
Strombereich
Einführung moderner
6
Energiemanagementsystemen
Förderprogramme für Klimaschutz und
7
Energieeffizienz (außerhalb von Gebäuden;
Energieeffizienzfond)
8
Energieeffiziente Produkte
10
Energieeinsparverordnung
12
CO2-Gebäudesanierungsprogramm
Energetische Modernisierung der sozialen
13
Infrastruktur
Erneuerbare-Energie-Wärmegesetz
14
(EEWärmeG)
Programm zur energetischen Sanierung von
15
Bundesgebäuden
16
CO2-Strategie PKW
Ausbau von Biokraftstoffen
17
Insgesamt wird ein Minderungspotenzial zwischen 2008-2020 von 1361 Mt CO2 kumuliert ausgewiesen. Dieses würde mittlere Verminderungskosten um 32 €/t CO2 für alle
Maßnahmenpakete in Summe verursachen.
Die größten Verminderungspotenziale werden in der Studie durch die genannten Maßnahmenbündel Erneuerbarer Strom, Energieeinsparverordnung, CO2-PKW und KraftWärme-Kopplung gesehen.
Die Maßnahmenpakete wurden für den Zeitraum zwischen 2008-2020 untersucht. In
den sogenannten Fact-sheets wird auf einzelne Maßnahmen (z.B. Kraft-Wärme-Kopplung) eingegangen und das gewünschte Ziel der Regierung quantitativ durch Zahlen
abgegrenzt. Eine betriebswirtschaftliche Berechnung (Annuität) wurde zur Darstellung
von CO2-Minderungspotenzialen und CO2-Minderungskosten der genannten Maßnahmenbündel gewählt. Eine Darstellung einzelner Zinssätze in der betriebswirtschaftlichen Berechnung ist in der vorliegenden Arbeit nicht ersichtlich. /ISI 07/
Betrachtete Studien
77
5.1.4 Greenpeace Klimaschutzplan B
Der „Klimaschutzplan B – nationales Energiekonzept bis 2020“ von Greenpeace und
EUtech bewertet einzelne politische Forderungen in unterschiedlichen Sektoren. Der
Schwerpunkt in der Greenpeace-Studie liegt im vorzeitigen klimaneutralen
Kernergieausstieg bis zum Jahr 2014/15, gegenüber dem politisch geplanten
Kernenergieausstieg zum Jahr 2023. Um zusätzlich zum Kernenergieausstieg eine
Einhaltung des deutschen Klimaschutzzieles – einer Minderung der Treibhausgasemissionen um 40 Prozent bis zum Jahr 2020 gegenüber dem Basisjahr 1990 – zu
gewährleisten, wird gefordert:
• Ausstieg aus der Braunkohleverstromung und Verzicht auf Neubau von
Braunkohlekraftwerken,
• Zugang unabhängiger Kraftwerksbetreiber zum Strom- und Gasmarkt,
• einen massiven Ausbau an erneuerbaren Energieträgern
• Umfassende Effizienzsteigerungen
• keine Anrechnung von Aufforstungsprojekten als nationale Klimaschutzmaßnahmen (stattdessen Schutz der Urwälder),
• keine Anrechnung von Clean-Development Mechanism, sondern die Konzentration
auf nationale CO2-Vermeidung,
• keine CO2-Sequestrierung.
Die Potenziale wurden aus verschiedenen Fremd-Studien zusammengetragen. Eine
wichtige Studie ist die vom BMU herausgegebene Untersuchung „Ausbau Erneuerbarer
Energien im Stromsektor bis zum Jahr 2020- Vergütungszahlungen und Differenzkosten
durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz“. Dieser Grundrahmen wird durch das Gesamtszenario aus der Studie „NaturSchutzPlusII aktualisiert“ komplimentiert, welche ebenfalls vom BMU verfasst wurde.
Die dargestellten Sektoren oder Maßnahmen sind:
• Industrie
• Private Haushalte, GHD
• Erneuerbare Energien
o
o
o
o
o
o
•
•
•
•
Wind
Biomasse/Biogas
Geothermie
Photovoltaik
Laufwasser
Solarthermie
Regelenergie
KWK-Koppelung
Gebäude
Verkehr
Die zentralen Elemente der vorliegenden Studie beziehen sich auf effiziente Erzeugung
von Energie, die Förderung von Erneuerbarer Energie und die Effizienzerschließung bei
der Nutzung von Strom, Wärme und Kraftstoffen. Die Methodik bezieht sich darauf, eine
Potenzialbetrachtung durchzuführen, erforderliche Randbedingungen zur Erschließung
zu nennen und Maßnahmen zur Potenzialerschließung vorzunehmen. Die Methodik zur
78
Erschließung des Potenzials und Maßnahmen basiert nicht auf einer betriebswirtschaftlichen oder volkswirtschaftlichen Betrachtung. In der Studie werden keine Angaben zu
damit verbundenen Kosten vorgenommen.
Der Bilanzraum der Studie bezieht sich auf Deutschland, wodurch die komplette Stromversorgung mittels in Deutschland bilanzierten Kraftwerken abgedeckt wird. /BAR 07/
5.1.5 EUtech
Die Studie der EUtech „Bewertung und Vergleich mit dem Greenpeace Energiekonzept
PlanB“ stellt eine Untersuchung der beschlossenen Maßnahmen in Meseberg und der
derzeitigen Umsetzung dar.
Mit der Studie werden die Ziele der Regierung bewertet, danach eine Bewertung der
Maßnahmen vorgenommen und aufbauend ein Fazit über die Maßnahmen und der
damit verbundenen Einsparungen getroffen. Die Studie kommt zu dem Schluss, dass ein
Einsparpotenzial bis 2020 von 270 Millionen Tonnen Treibhausgase nicht erreichbar ist,
dieses wird durch eine Zielerreichungsuntersuchung belegt. Selbst eine Emissionsminderung um 215 Millionen Tonnen CO2 zum jetzigen Zeitpunkt, welche von der Regierung
geäußert wurde, wird als kritisch angesehen. Die Studie der EUtech kommt zu einem
realisierbaren Potenzial vom <160 Millionen Tonnen CO2 durch die beschlossenen
Regierungsmaßnahmen. Einige Maßnahmen der Regierung werden durch die Studie als
unsicher (z.B. KWK), einige als wenig ambitioniert (z.B. Verkehr, EEWärmeG), andere
als stark überschätzt (z.B. Nicht-CO2-THG) angesehen. Die Abschätzungen werden
durch Sekundärliteratur, Erfahrungswerten und Politikeinschätzungen getroffen. Eine
Ausweisung jeweiliger Kosten für bestimmte Einzelmaßnahmen, sowie Maßnahmenbündel erfolgt in der Studie nicht. Deshalb kann eine betriebswirtschaftliche sowie
gesamtwirtschaftliche Berechnung nicht nachgewiesen werden. /BÖH 07/
5.1.6 Zusammenfassende Übersicht
In der Tabelle 5-3 wird eine kurze Übersicht der untersuchten Studien und ausgesuchter Kriterien dargestellt. Eine Vergleichbarkeit stellt auf Grund unterschiedlicher
Ausgangspunkte/Randbedingungen wie in den einzelnen Abschnitten beschrieben, eine
Schwierigkeit dar. Einige Studien stellen das Maßnahmepaket von Meseberg in den
Vordergrund, andere betrachten einzelne Maßnahmen in unterschiedlichen Sektoren.
Gemeinsamkeiten ergaben sich beim Vergleich nur im Kriterium des Betrachtungsraumes. Dieser wurde in fast allen Studien mit Deutschland bilanziert. Der Betrachtungszeitraum bezieht sich häufig bis in das Jahr 2020. Einige prognostizieren CO2-Verminderungspotenziale über den Zeitpunkt 2020 hinaus oder stellen einzelne Zeitpunkte dar.
Eine einheitliche Methodik konnte nicht nachgewiesen werden. Einige Studien basieren
auf einer betriebswirtschaftlichen Sichtweise, einige berücksichtigen eine (quasi)-volkswirtschaftlich oder gesamtwirtschaftliche Sichtweise ohne Sekundäreffekte oder es
werden nur Potenziale ohne CO2-Kostenangaben vorgenommen. Dabei werden Verminderungskosten als ein geeignetes Instrument angesehen, um Entscheidungen für Maßnahmen zu treffen und sich für wirtschaftlich sinnvolle Maßnahmen zu entscheiden.
Angaben zur Referenz konnten häufig nicht oder sehr schwer nachvollzogen werden.
Jedoch ist die Angabe der Referenz entscheidend zur Bewertung eines CO2-Verminderungspotenzials und der Nachvollziehbarkeit der damit verbundenen Kosten (wirtschaftliches Potenzial, vgl. Kapitel 1).
Detaillierter Vergleich McKinsey- und FfE-Studie
Tabelle 5-3:
79
Vergleich einzelner Kriterien der verschiedenen Studien
Betrachtungsraum
FfE
McKinsey
D
D
Wuppertal
Institut
D, ausgewählte
Länder
ISI
KlimaschutzPlan B
Eutech
D
D
D
2020
2020
k.A.
k.A.
nein
nein
nein
nein
Maßnahmen
Zeitpunkte 2005,
2020, 2030
2008-2020
spezifisch
2010, 2015
Referenzanlagen
Maßnahmen
spezifisch
teilweise
ja
ja
(quasi)volkswirt.
gesamtwirt.
bei regenr.
Energie
Betriebswirtschaftliche Methode
Volkswirtschaftliche Methode
Sektoren/
Sektoren/Maßnahmen- Sektoren/
Maßnahmen Einzelhebel
untersuchung
Anwendungsbereich
spezifisch
k.A.
ja ja
gesamtwirt.
Anwendungssektoren
nein
pol.
Sektoren/ pol.
pol.
Maßnahmen- Maßnahmen- Maßnahmenbündel
bündel
bündel
k.A - keine Angabe
5.2 Detaillierter Vergleich McKinsey- und FfE-Studie
Im Folgenden wird ein detaillierter Vergleich der McKinsey-Studie mit der FfE-Studie
basierend auf CO2-Verminderungspotenziale und Verminderungskosten erfolgen. Dabei
soll aufgezeigt werden, dass unterschiedliche Methodiken mit bestimmten Kriterien wie
z.B. Systemgrenzen, Preise, Laufzeiten, Zinssätze und die Referenzsituation zu unterschiedlichsten Ergebnissen führen. Es wird hierbei auch untersucht, ob die Angaben
nachvollziehbar dargestellt sind. Der Vergleich bezieht sich exemplarisch auf den Umwandlungssektor und auf den Haushaltssektor (Gebäudesektor). Um einen Vergleich
unterschiedlicher Maßnahmen vorzunehmen, wurden die in der FfE-Studie betrachteten
Grenzkosten in Durchschnittskosten umgerechnet, wodurch allerdings deren Aussagefähigkeit leidet (vgl. Kapitel 2.2). Die Maßnahmen in der McKinsey Studie stellen Einsparpotenziale bis zum Zeitpunkt 2020 dar.
5.2.1 CO2-Einsparpotenzial durch Windenergie
Die McKinsey-Studie gibt ein Gesamteinsparpotenzial zur Stromproduktion durch
erneuerbaren Energien mit 34 Mio. t CO2 pro Jahr an. Die Unterscheidung bei der Maßnahme Windausbau unterteilt sich in Onshore-Windkraft und Offshore-Windkraft
innerhalb der Studien. Dabei fallen jeweils Einsparungen von 11 Mio. t CO2 im Bereich
Windenergie-Onshore/Offshore (siehe Tabelle 5-4) an. Diese Einsparungen kosten lt.
/McK 07a/ im Onshore-Windkraftbereich durchschnittlich 34 €/t CO2 und im OffshoreWindkraftbereich 39 €/t CO2. Als Referenz wurde der deutsche Strommix gewählt. Das
Potenzial für Onshore-Windkraft wurde mit durchschnittlich 1.750 Volllaststunden
berechnet und bestimmt sich hauptsächlich durch die Erschließung von neuen Standorten. Es wird kurz darauf eingegangen, dass ab Mitte des nächsten Jahrzehnts Repowering an Bedeutung gewinnen wird. Der Anteil des Repowering kann jedoch nicht beim
Kapazitätsausbau der Windkraft mit den vorliegenden Angaben vom normalen OnshoreAusbau abgegrenzt werden. Die Investitionskosten wurden bei ungefähr 1300 €/kW
installierter Leistung gesehen und bestimmen sich aus den erhöhten Stahlpreisen.
80
Tabelle 5-4: CO2-Einsparpotenzial durch Wind
Wind-Onshore
Technisches Potenzial
Durchschnittliche Kosten
Wind-Offshore
McKinsey
FfE
Mt CO2/a
11
11
€/t CO2
34
24
Mt CO2/a
11
94
€/t CO2
39
Strommix
1
Verdrängungsmix
Referenz
(Merit-Order)
In der FfE-Studie liegt das technische Verminderungspotenzial im Bereich OnshoreWindkraft bei ca. 11 Mio. t CO2. Das technische Potenzial der FfE- und der McKinseyUntersuchung unterscheidet sich somit nicht. Die Kosten werden auf durchschnittlich
24 €/t CO2 beziffert. Ein wirtschaftliches Potenzial mit Kosten unter 0 €/t CO2 wurde in
beiden Studien nicht ermittelt. Im Bereich Offshore-Windkraft werden durch die FfEStudie 94 Mio. t CO2 bei durchschnittlichen Kosten von 1 €/t CO2 erreicht (vgl.
Tabelle 5-4). Die unterschiedlichen, durchschnittlichen Kosten werden auf verschiedene
Höhen beim Investment und Betriebskosten zurückgeführt. Die Entfernungen zum
Festland für Offshore-Anlagen sind mit höheren Mehrkosten an Investitionen (z.B.
Fundament, Kabel) verbunden. Konkrete Angaben zu den Investitionen und
Betriebskosten werden in der McKinsey-Studie nicht getroffen. Hierdurch wird ein
Vergleich erschwert. Die Referenz der FfE-Untersuchung bezieht sich nicht auf den
allgemeinen Strommix sondern auf den Verdrängungsmix nach Merit-Order (vgl.
Berichtsteil II zum Umwandlungssektor).
Die Grenzverminderungskosten lassen sich im Gegensatz zu Durchschnittsangaben
anhand der in diesem Projekt entwickelten Verminderungskostenkurven sehr anschaulich darstellen (siehe Abbildung 5-1). Hierbei wurden unterschiedliche Standorte mit
verschiedenen Erträgen bilanziert.
100
80
60
40
20
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
Abbildung 5-1: Verminderungskostenkurven am Beispiel Windkraft Onshore/Offshore
81
5.2.2 CO2-Einsparpotenzial durch Photovoltaik
Der zweite Vergleich von Maßnahmen wird im Umwandlungssektor am Beispiel der
Photovolatik vorgenommen. In der McKinsey Studie werden 2 Mt CO2/a als technisches
Potenzial für Photovoltaik mit durchschnittlichen Kosten von -49 €/t CO2 betriebswirtschaftliche Sichtweise ausgewiesen. Mit der negativen Kostenausweisung ist die Maßnahme wirtschaftlich. Die Potenziale beziehen sich auf die Annahme von durchschnittlich 875 Volllaststunden pro Jahr.
In der FfE-Studie wird ein größeres technisches Potenzial (siehe Tabelle 5-5) mit
53 Mio. t CO2/a bei höheren durchschnittlichen Kosten von 47,5 €/t CO2 angegeben. Die
McKinsey-Studie bezeichnet die Maßnahme (PV-Anlage) mit -49 €/t CO2 als durchweg
wirtschaftlich. Die quasivolkswirtschaftliche Sichtweise der FfE-Studie berechnet
Vermeidungskosten von ca. 655 €/t CO2 (vgl. Berichtsteil II zum Umwandlungssektor),
wogegen die McKinsey-Studie 213 €/t CO2 angibt.
Tabelle 5-5:
CO2 -Einsparpotenzial durch Photovoltaik
McKinsey
FfE
Photovoltaik
(Dachflächen)
Mt CO2 /a
2
53
Wirtschaftliches Potenzial
Mt CO2 /a
2
3,6
€/t CO2
-49
47,5
€/t CO2
-49
Strommix
-10
Verdrängungsmix
(Merit-Order)
(techn. Potenzial)
Referenz
(wirt. Potenzial)
Um das stark abweichende Ergebnis besser interpretieren zu können, eignet sich die
Grenzkostenbetrachtung der FfE- Studie sehr gut. Sie stellt verschiedene Ertragspotenziale in unterschiedlichen Regionen dar (siehe Abbildung 5-2.) Hierbei spielt die globale
Gesamteinstrahlung in den einzelnen Regionen eine Rolle. Weiterhin wurden die unterschiedlichen Potenziale an Dachflächen innerhalb der Regionen (Landkreise) berücksichtigt. Aus dieser Kurve (vgl. Abbildung 5-2 ) wird ersichtlich, dass ca. 4 Mio. t CO2/a
wirtschaftlich vertretbar sind.
82
200
150
100
50
0
-50
0
10
20
30
40
50
Abbildung 5-2: Verminderungskostenkurven PV-Anlagen (Dachflächen)
Eine Vergleichbarkeit des CO2-Verminderungspotenzials ist auf Grund fehlender Angaben des Dachflächenpotenziales schwierig. Die Investitionskosten für gebäudegebundene Anlagen liegen bei ca. 4.000 €/kW laut /McK 07a/.
5.2.3 Gebäude-/Haushaltssektor (Haushaltsgeräte)
Einen weiteren zu vergleichenden Sektor stellt der Gebäudesektor dar, in dem nicht nur
Maßnahmen im Bereich Haushalte, sondern zusätzlich auch Hebel (Einzelmaßnahmen)
im Bereich Gewerbe, Handel, Dienstleistung (GHD) berücksichtigt sind. In /McK 07b/
wurden hier die Steigerung der Energieeffizienz und eine Verbrauchsminderung als
geeignete CO2-Verminderungshebel und -maßnahmen gesehen. Das gesamte technische
Verminderungspotenzial wird mit 72 Mio. t CO2/a (2020) angegeben. Das wirtschaftliche
Potenzial beträgt lt. /McK 07b/ ca. 63 Mio. t CO2/a (2020). Die für den Haushaltssektor
relevanten Zahlen sind in der Tabelle 5-6 ersichtlich. Hierbei wurde sich vornehmlich
auf den Vergleich von Haushaltsgeräten, Beleuchtung und Informations- und
Kommunikation beschränkt. Laut /McK 07b/ sind alle betrachteten Maßnahmen
wirtschaftlich, die in den Vergleich einflossen und beinhalten eine Einsparung von
insgesamt ca. 8 Mio. t CO2/a. In der FfE-Studie ergibt sich das technische
Einsparpotenzial zu ca. 12 Mio. t CO2/a bei den untersuchten Maßnahmen im
Haushaltssektor. Das wirtschaftliche Potenzial wird mit ca. 7 Mio. t CO2/a ausgewiesen.
Die durchschnittlichen Kosten wurden in der McKinsey-Studie für verschiede
Maßnahmen im Haushalt untersucht. Die Kosten im Bereich Information und
Kommunikation (IuK) wurden mit durchschnittlich -350 €/t angegeben. Die Kosten für
weitere Einzel-Maßnahmen können aus der Tabelle 5-6 entnommen werden.
Tabelle 5-6:
83
Vergleich der Studien im Haushaltsektor
Sektor
Untersuchte Maßnahmen
McKinsey
Haushaltssektor
FfE
Haushaltssektor
Haushaltsgeräte
(IuK, Elektrogeräte),
Beleuchtung (LED)
7
technisches Potenzial
Mt CO2/a
Haushaltsgeräte
(IuK, Elektrogeräte),
Beleuchtung (LED,
Energiesparlampen)
ca. 8
wirtschaftliches Potenzial
Mt CO2/a
ca. 8
(tech. Potenzial)
(wirt. Potenzial)
1 W-Stand by
Unterhaltungselektronik, IT &
Kommunikation
Effiziente weiße Ware
Energiesparlampen
LED
€/t
€/t
12
ca. 926
ca. -244
€/t
ca. -350
€/t
€/t
€/t
ca. -160
ca. -150
ca. -10
In /McK 07b/ wird über effiziente weiße Ware gesprochen, ohne sie näher zu definieren.
Bei der Beleuchtung wurde der Marktanteil von Energiesparlampen auf 10 % bewertet.
Bei der Ausweisung des CO2-Einsparpotenzials ist der Marktanteil auf 50 % zum Jahr
2020 mit einem Verhältnis von 5:1 installierter Energiesparlampen zu Glühlampen
angegeben worden. Das Potenzial soll mit Hilfe verbesserter Information der Verbraucher über die wirtschaftliche Vorteilhaftigkeit erzielt werden. Das Einsparpotenzial von
LED’s im Haushaltssektor wird mit einer geringen Durchdringung der Technologie bis
zum Jahr 2020 und einem CO2-Einsparpotenzial von 0,1 Mio. t/a beziffert. /McK 07b/
Die Abbildung 5-3 bezieht sich auf die FfE-Studie und zeigt die kumulierten CO2
Einsparungen aller für den Vergleich untersuchten Maßnahmen (vgl. Tabelle 5-6) im
Haushaltssektor. Zusätzlich wurde eine Maßnahme exemplarisch im Diagramm hervorgehoben. Die dargestellte Einzelmaßnahme bezieht sich auf die Auswechslung des
Beleuchtungsbestands im Haushalt durch LED. Die Darstellung erlaubt es, unterschiedliche Maßnahmen in Kombinationen darzustellen, hierzu müssen nicht unbedingt die
Maßnahmen mit den größten Potenzialen kombiniert werden.
84
Vermeidungskosten in €/t
1.000
500
0
0,0
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0
-500
-1.000
-1.500
Gesamtpotenzial Haushatsgeräte, Beleuchtung
Maßnahme LED
Abbildung 5-3: Verminderungskostenkurve am Beispiel des Haushaltssektors
5.3 Zusammenfassung und Fazit
Einige wichtige Punkte, die einen Vergleich unterschiedlicher Studien erschweren,
sollen kurz dargestellt werden.
Um einen Vergleich zu ermöglichen, müssen einheitliche bzw. nachvollziehbare und
vereinheitlichte Rahmenbedingungen vorherrschen. Die gewählten Rahmenbedingungen
sind in einigen der betrachteten Studien nicht ersichtlich und sollen nochmals kurz
zusammengetragen werden. Die Referenz der betrachteten CO2-Verminderungsmaßnahme ist von entscheidender Bedeutung für eine Vergleichbarkeit von Maßnahmen
unterschiedlicher Studien (vgl. Kapitel 2.2). Der für die finanzmathematische Bewertung verwendete Zinssatz ist für eine betriebs- und (quasi-) volkswirtschaftliche Betrachtung von Belang und sollte sich auf Grund unterschiedlicher Risiken und Renditeerwartungen der Investoren in den einzelnen Sektoren unterscheiden. Im Allgemeinen
werden die Sektoren in den Studien verschieden eingeteilt und führen somit zu unterschiedlichen Gesamtpotenzialen.
Der Vergleich von Studien, welche Durchschnittskosten für die betrachteten CO2-Maßnahmen ausweisen, ist gegenüber der an der FfE entwickelten Grenzkostenbetrachtung
auf Grund der Möglichkeiten zur Fehlinterpretation von technischem und wirtschaftlichem Potenzial nur sehr eingeschränkt möglich. Die im Vergleich auftretende Verallgemeinerung in Form von Durchschnittskosten war notwendig, um überhaupt den Vergleich durchführen zu können, führt implizit zu Unstimmigkeiten/Ungenauigkeiten und
ermöglicht einen nur sehr grundsätzlichen Vergleich. Durch die Grenzkostenbetrachtung können detaillierter unterschiedliche Erträge (CO2-Potenzial) und Kosten
(z.B. standortabhängig) dargestellt werden. Diese Art der Aussage ist für einen Entscheider deutlich nutzbarer als eine Angabe in Form von Durchschnittswerten. Die
durchschnittliche Kostenangabe suggeriert, dass alle Maßnahmen gleich teuer und im
Extremfall jede einzelne Maßnahme für sich wirtschaftlich wäre. Erst die Grenzkostenbetrachtung ermöglicht eine differenzierte Analyse sowie die Kombination und
Abgrenzung verschiedener Maßnahmen zur CO2-Verminderung und beinhaltet deutlich
mehr Aspekte dieser komplexen Betrachtungsweise.
85
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Auflage, Vahlens Handbücher der Wirtschafts- und Sozialwissenschaften,
Verlag Franz Vahlen, München, 1990
Teil II - Umwandlung und Industrie
Auftraggeber:
FfE-Auftragsnummer:
Bearbeiter/in:
EnBW
E.ON Energie
RWE Power
Vattenfall Europe
900.1
M. Beer
R. Corradini
T. Gobmaier
L. Köll
R. Podhajsky
G. Vogler
M. Zotz
Impressum
Endbericht
zum Projekt:
Auftraggeber:
EnBW
E.ON Energie
RWE Power
Vattenfall Europe
Kontakt
Am Blütenanger 71
80995 München
Tel.: +49 (0) 89 158121-0
Fax: +49 (0) 89 158121-10
Geschäftsführer
Projekt-Manager
außerhalb der Grenzen des Urheberrechtsgesetzes ist ohne Zustimmung der Forschungsstelle für
Energiewirtschaft e. V. unzulässig und strafbar. Das gilt insbesondere für Vervielfältigungen,
i
Inhalt
A Der Umwandlungssektor .................................................................................... 1
1
Abgrenzung des Sektors „Umwandlung“ ......................................................................1
1.1
1.2
1.3
2
Maßnahmen durch Neubau ...........................................................................................21
2.1
2.2
2.3
2.4
3
Windkraftausbau On-/Offshore...............................................................................21
Ausbau der Photovoltaik ........................................................................................36
Ausbau der KWK....................................................................................................54
Biogaseinspeisung ins Erdgasnetz ........................................................................68
Maßnahmen im Bestand ................................................................................................87
3.1
3.2
4
CO2-Emissionen und Zertifizierung ..........................................................................2
CO2-Verminderungsmaßnahmen im Umwandlungssektor.......................................4
Ermittlung eines Verdrängungsmixes.......................................................................7
Ersatz alter Kohlekraftwerke durch Neuanlagen ....................................................87
Biomassezufeuerung in Kohlekraftwerken .............................................................97
Zusammenfassung der CO2-Verminderungspotenziale ...........................................105
B Der Industriesektor.......................................................................................... 107
1
Abgrenzung des Industriesektors ..............................................................................107
1.1
1.2
2
Endenergieeinsatz nach Energieträgern gegliedert .............................................107
CO2-Vermeidung im Industriesektor.....................................................................108
Analyse der Querschnittstechnologien......................................................................113
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
Dampf- und Heißwassererzeuger ........................................................................113
Elektrische Antriebe .............................................................................................115
Pumpen ................................................................................................................122
Kälteerzeugung ....................................................................................................127
Elektrische Beleuchtung.......................................................................................130
Druckluftbereitstellung..........................................................................................136
3
Wechselwirkungen und Maßnahmenpakete ..............................................................145
4
Zusammenfassung der CO2-Verminderungspotenziale ...........................................147
4.1
4.2
4.3
Transaktionskosten ..............................................................................................148
Umsetzungshemmnisse .......................................................................................149
Resümee ..............................................................................................................150
C Literaturverzeichnis ........................................................................................ 153
1
Teil II – Umwandlung und Industrie
Der zweite Teil der Studie „CO2-Verminderung in Deutschland“ beinhaltet die detaillierte Herleitung der Potenziale für die Sektoren „Umwandlung“ und „Industrie“.
Die Entwicklung der Methodik sowie die Definition und Abgrenzung der verwendeten
Rahmenbedingungen ist in Teil I der Studie nachzulesen. Ergebnisse zu „Haushalten“
und „Gewerbe-Handel-Dienstleistung“ finden sich in Teil III der vorliegenden Studie.
A
1
Der Umwandlungssektor
Abgrenzung des Sektors „Umwandlung“
Der Umwandlungssektor gliedert sich in zwei Bereiche, in den Kraftwerkssektor und in
den Veredelungssektor (vgl. Abbildung A-1). Seine Aufgabe ist die Umwandlung von
Primärenergieträgern über eine Kette von Umwandlungsschritten zu Endenergie, die
beim Verbraucher weiter genutzt wird.
Primärenergie
Infrastruktur/Transport
Umwandlung
Infrastruktur/Transport
Endverbrauch
Stromimport
Industrie
Erdgasimport
Kraftwerke
Stromnetz
Gasnetz
Erdgasförderung
Haushalte
Kohleimport
Kohleförderung
Erdölimport
Transport/
Verteilung
Verkehr
Transport/
Verteilung
Erdölförderung
Uranimport
Abbildung A-1:
Transport/
Verteilung
Veredelung
Transport/
Verteilung
Strom
Erdgas
Kohle
Erdöl
Uran
GHD
Umwandlungskette im Umwandlungssektor
Im Veredelungssektor entstehen in Raffinerien und Kokereien neben Kraftstoffen auch
andere Mineralöl- und Kohleprodukte. Dieser Bereich wandelt die Rohstoffe in erster
Linie stofflich um, was sich auch in sehr geringen Verlusten widerspiegelt. Zusätzlich
werden in den Konversionsanlagen des Veredelungssektors Primärenergieträger zu
2
nichtenergetischen Endprodukten, wie z.B. Bitumen, Schmierstoffen, oder Chemieprodukten umgewandelt.
Im Kraftwerkssektor dagegen findet eine energetische Umwandlung der Primärenergieträger in die Endenergieträger Strom und/oder Wärme statt. Die energetische Umwandlung ist mit größeren Verlusten behaftet, als die reine stoffliche Konversion. Aufgrund dieser Tatsache und der dominierenden Rolle der Elektrizitätswirtschaft im gesamten Umwandlungssektor, sind die größten CO2-Einsparpotenziale im Bereich
„Kraftwerke“ zu erwarten.
1.1
CO2-Emissionen und Zertifizierung
Das so genannte Kyoto-Protokoll /KYO 05/ ist ein internationales Abkommen der
UNFCCC (United Nations Framework Convention on Climate Change). Es schreibt verbindliche Ziele für die Reduktion der Treibhausgase Kohlendioxid (CO2), Methan (CH4),
Lachgas (N2O), teilhalogenierte Fluorkohlenwasserstoffe (H-FKW/HFC), perfluorierte
Kohlenwasserstoffe (FKW/PFC) und Schwefelhexafluorid (SF6) fest. Für eine einheitliche
Vergleichbarkeit werden die Emissionen in CO2-Äquivalente – bezogen auf eine Verweilzeit in der Atmosphäre von 100 Jahren – umgerechnet und geben somit das Treibhauspotenzial an. Die Umrechnungsfaktoren für die einzelnen Treibhausgase sind in
Tabelle A-1 dargestellt.
Tabelle A-1:
Treibhausgaspotenzial1 ausgewählter Klimagase /UNFCCC/
Treibhausgas
CO2
CH4
N2O
CHF3
CF4
SF6
Verweilzeit
Global Warming Potenzial bezogen auf
Jahre
20 Jahre
100 Jahre
500 Jahre
Unterschiedlich
12±3
120
264
50.000
3.200
1
56
280
9.100
4.400
16.300
1
21
310
11.700
6.500
23.900
1
6,5
170
9.800
10.000
34.900
Das Protokoll wurde in Kyoto 1997 verabschiedet und trat am 16. Februar 2005 in Kraft,
90 Tage nachdem es von 55 Staaten, die mehr als 55 % der weltweiten CO2-Emissionen
(bezogen auf 1990) erzeugen, ratifiziert wurde.
Nicht alle Vertragspartner wurden dazu verpflichtet, CO2-Emissionen zu reduzieren.
Vielmehr wurde einigen zugestanden - gemäß ihrer wirtschaftlichen Entwicklungsmöglichkeiten - die gleiche Menge, oder sogar mehr CO2 als 1990 zu emittieren.
In Europa wurde bereits am 9./10. Dezember 2002, also vor der Ratifizierung des KyotoProtokolls, vom Rat der EU-Umweltminister die Einführung eines Zertifikatesystems
für den Handel mit CO2-Zertifikaten ab 2005 beschlossen. Dadurch soll möglichst kostengünstig die Minderung von Treibhausgasen laut Kyoto-Protokoll erreicht werden, die
im Durchschnitt der Jahre 2008-2012 gegenüber 1990 für die EU 8 % und für Deutschland 21 % betragen soll.
1
Das Treibhauspotenzial (Global Warming Potenzial. Greenhouse Warming Potenzial oder GWP) gibt an, um welchen
Faktor - bezogen auf die gleiche Menge CO2 - das jeweils betrachtete Treibhausgas zum Treibhauseffekt beiträgt.
3
Für die Zuteilung der Zertifikate wurden in den europäischen Ländern nationale Allokationspläne erstellt. Diese legen die Gesamtemissionen für die zwei Zuteilungsperioden
2005 bis 2007 und 2008 bis 2012 fest, wobei die zugeteilte Menge an Zertifikaten abnimmt. Durch das Zertifikatesystem wird eine Monetarisierung der Treibhausgase vorgenommen. So soll eine Internalisierung der externen Kosten, nämlich der Kosten des
Klimawandels, erreicht werden. Der Handel mit Zertifikaten stellt aus volkswirtschaftlicher Sicht zudem durch die Kostenumwälzung eine einfache Möglichkeit dar, eine
Optimierung innerhalb des Systems zu erreichen. Die Idee dahinter ist es, einfach und
wirtschaftlich günstig erschließbare Potenziale zuerst zu heben und dadurch frei werdende Zertifikate an Betriebe zu geben, die die Minderungsziele schwerer (oder gar
nicht) erreichen können. Damit würde keine Benachteiligung oder Bevorzugung unter
den Teilnehmern des Handels entstehen. Die Reduzierungen würden dort durchgeführt,
wo sie am günstigsten zu realisieren sind.
Eine Verzerrung ergibt sich nun dadurch, dass nicht alle Emittenten von Treibhausgasen am Zertifikatehandel teilnehmen.
Abbildung A-2 zeigt die Entwicklung der Treibhausgasemissionen der letzten Jahre für
die einzelnen Emittentengruppen. Die energiebedingten Emissionen – hierbei sind
neben der Stromerzeugung beispielsweise auch die Gebäudeheizungen erfasst – nehmen
demnach etwa 85 % der Gesamtemissionen ein. Auch das Kyotoziel umfasst die Emissionen aller Bereiche. Vom Zertifikatehandel betroffen ist jedoch nur der Teil der Anlagen
mit einer Feuerungswärmeleistung von über 20 MWthermisch (in der Abbildung rot dargestellt). Dadurch sind lediglich etwa 50 % der CO2-Emissionen von der Zertifizierung betroffen. Nur durch die Regulierung dieses Anteils wird Einfluss auf die Zielerreichung
genommen.
1.300
Energie
Industrieprozesse
Lösungsmittel
Landwirtschaft
Landnutzungsänderung
und Forstwirtschaft
Kyoto-Ziel
Müll
Zertifizierte COÌ-Emissionen
1.200
1.100
THG-Emissionen in Mt/a
1.000
Ziel
900
800
700
600
500
400
300
200
100
7
4
00
-2
3
2
1
0
9
8
7
6
5
4
3
2
20
05
20
0
20
0
20
0
20
0
20
0
19
9
19
9
19
9
19
9
19
9
19
9
19
9
1
19
9
19
9
19
9
-100
0
0
Abbildung A-2:
Treibhausgasemissionen nach Bereichen /BMWI 07a/, /DEHSt/,
/KYO 05/
4
1.2
CO2-Verminderungsmaßnahmen im Umwandlungssektor
Bei CO2-Verminderungsmaßnahmen im Umwandlungssektor handelt es sich um angebotsseitige Maßnahmen. Besser wäre es zweifellos, zunächst nachfrageseitige Effizienzmaßnahmen durchzuführen und somit den Strom- oder Wärmebedarf zu senken.
Am Beispiel der Lichtbereitstellung sei hier kurz ein Gedankenexperiment durchgeführt. Abbildung A-3 zeigt die Bereitstellungskette für Licht, von der Kohle in der
Lagerstätte angefangen über die Kraftwerke, die Verteilung und letztlich die Umwandlung zur Nutzenergie (Lichtausbeute). So ist für die Bereitstellung von einer MWh Licht
ein gesamter Energieeinsatz von 58 MWh Primärenergie notwendig.
Die Verbesserung des durchschnittlichen Kraftwerksnutzungsgrades um einen Prozentpunkt von 39 % auf 40 % führt zu einer Primärenergieeinsparung von etwa 1,5 MWh bei
gleicher Lichtausbeute. Wird jedoch die Effizienz der Beleuchtungstechnik um einen
Prozentpunkt von 5 % auf 6 % erhöht, so steigt die primärenergetische Einsparung auf
etwa 10 MWh und damit entsprechend auch die CO2-Einsparung.
Abbildung A-3:
Bereitstellungskette für Licht
Kraftwerke werden aufgrund ökonomischer Überlegungen der Betreiber mit optimalen
Wirkungsgraden gebaut. Eine Steigerung derselben ist daher nur mit hohem technischen und damit auch monetären Aufwand zu erreichen. Eine Verbesserung der Beleuchtungswirkungsgrade ist hingegen oft ohnehin aus rein wirtschaftlicher Sicht
rentabel, wie der Lampentausch von Glühbirnen durch Energiesparlampen zeigt.
Dennoch gibt es auch im Umwandlungssektor Maßnahmen, die eine Reduktion der CO2Emissionen erwarten lassen und die in der öffentlichen Diskussion stehen.
1.2.1 Strukturierung der Maßnahmen im Umwandlungssektor
Wie in den anderen Bereichen, kann auch im Umwandlungssektor die Reduzierung von
CO2-Emissionen entweder durch eine bessere Energieausnutzung oder durch einen
Wechsel des Energieträgers geschehen. Zusätzlich wären Verfahren denkbar, die nicht
den Ausstoß von CO2 verringern, sondern das CO2 lediglich abtrennen und separat
5
deponieren, um es der Atmosphäre zu entziehen. Letztlich ist das abgetrennte Kohlendioxid allerdings, ebenso wie die abgebrannten Brennelemente eines Kernkraftwerks,
weiterhin als Emission in die Biosphäre zu betrachten.
In Abbildung A-4 ist eine Übersicht zu Maßnahmen im Umwandlungssektor dargestellt. Maßnahmen können entweder im Bestand durchgeführt werden, oder ein Neubau
führt zu einer Reduzierung der Gesamtemissionen. Eine bessere Energieausnutzung
kann durch eine Nutzungsgradverbesserung im Bestand beispielsweise aufgrund von
Sanierungs- und Modernisierungsmaßnahmen geschehen. Aber auch durch den Neubau
einer effizienteren Anlage wird sich die gesamte Energieausnutzung verbessern. Eine
weitere Möglichkeit ist die bessere Ausnutzung von Exergieströmen, die sonst ungenutzt
z.B. als Abwärme an die Umgebung abgegeben würden. Zu dieser Art der rationellen
Energieverwendung zählt u.a. die Kraft-Wärme-Kopplung (KWK), aber bspw. auch eine
geeignete Prozessführung in Raffinerien.
Auch der Wechsel von kohlenstoffreichen hin zu wasserstoffreichen Energieträgern
bringt i.d.R. eine Verminderung der CO2-Emissionen mit sich. Ein häufig vorkommender
Fall ist im Umwandlungssektor beispielsweise der Umstieg von Kohle- auf GuD-Kraftwerke, der den Energieträgerwechsel mit einer Wirkungsgradsteigerung kombiniert.
Regenerative Energieträger emittieren an ihrem Verwendungsort kein CO2 bzw. lediglich so viel, wie sie im Falle der Biomasse in ihrer Wachstumsphase gebunden haben.
Bei einer nachhaltigen Bewirtschaftung wird nur die Menge an Biomasse geerntet, die
auch nachwächst.
Allgemein
Neubau
Bestand
Abbildung A-4:
Bessere
Energieausnutzung
Wechsel des
Energieträgers
Nachgeschaltete
Maßnahmen
• Verbesserung
der Wirkungsgrade
• Energierückgewinnung
• Brennstoffe mit
hohem H/CVerhältnis
• Regenerative
Energieträger
• CO2-Abtrennung
• Effiziente
Kraftwerke
• KWK-Anlagen
•…
•
•
•
•
GuD-Anlagen
Windparks
PV-Anlagen
…
• Neue Kraftwerke
mit CO2Sequestrierung
• Sanierung
• Verbesserung
der Prozessführung
•…
• Biomassezufeuerung
• Vorschaltgasturbinen
•…
• Nachrüstung von
Komponenten
zur CO2Sequestrierung
Einteilung von Maßnahmen im Sektor „Umwandlung“
1.2.2 Auswahl von Maßnahmen
Grundsätzlich können Maßnahmen zur Reduzierung der CO2-Emissionen in unterschiedlichen Detaillierungsgraden betrachtet werden. Am Beispiel der relativ abstrakten
6
Maßnahme „Stromerzeugung mit Hilfe regenerativer Energien“ ist dies in
Abbildung A-5 dargestellt. Unter regenerativen Energien ist eine Vielzahl an Technologien (PV, Windkraft, Biomassenutzung, etc.) zusammengefasst, so dass eine Bearbeitung
auf dieser Ebene keine brauchbaren Ergebnisse liefert. Nach rechts nimmt die Detaillierung der Betrachtungsebene bis hinunter zur Prozessebene der Verbrennung immer
weiter zu. Eine Optimierung der Verbrennung einer einzelnen Anlage ist möglich und
oft sinnvoll. Eine Potenzialermittlung auf dieser Basis ist hingegen nur mit sehr viel
Aufwand durchzuführen, da für jede Anlage im Bestand und jede neu zu bauende Anlage
diese Informationen zu den Prozessen bekannt sein müssten. Eine Bearbeitung auf
dieser Stufe könnte allenfalls beispielhaft erfolgen und ist für die angestrebte Systemanalyse ebenfalls nicht sinnvoll, da zu aufwändig.
abstrakt
sehr detailliert
detailliert
Detaillierungsgrad
Strom
Strom
aus
aus
REG
REG
Strom
Strom
aus
aus
Biomasse
Biomasse
HolzheizHolzheizkraftwerke
kraftwerke
ORCRostVerfahren
ORCRostVerfahrenzur
zur
Prozess
Prozess Feuerung
Feuerung VerbrennungsVerbrennungsoptimierung
optimierung
Bearbeitbarkeit/Aussagekraft
sehr allgemein sinnvolle Informationstiefe
für eine Systembetrachtung
Abbildung A-5:
sehr aufwändig
beispielhaft
Zielkonflikt Bearbeitbarkeit vs. Detaillierungsgrad bei der Festlegung
von CO2-Minderungsmaßnahmen
Die Bearbeitbarkeit ist also abhängig von der Möglichkeit, Informationen in der notwendigen Detailtiefe zu bekommen. Das ist insbesondere bei der Projektion auf das
Gesamtsystem - und damit alle bestehenden Anlagen - von ausschlaggebender Bedeutung für die Auswahl möglicher, analysierbarer Maßnahmen.
Die Maßnahmen müssen daher so formuliert werden, dass sie in guter Detaillierung
bearbeitbar sind, und gleichzeitig sinnvolle Aussagen zu CO2-Verminderungs-Potenzialen generiert werden können.
1.2.3 Betrachtete Maßnahmen
Für den Umwandlungssektor wurden vier Neubaumaßnahmen und zwei im Bestand
durchzuführende Maßnahmen ausgewählt. Es sollen folgende Maßnahmen nach der entwickelten Methodik auf ihr Potenzial hin untersucht werden (Tabelle A-2). Auf die
Untersuchung der vieldiskutierten CO2-Abscheidung wurde verzichtet, da diese Technologie derzeit noch nicht verfügbar ist und auch die rechtliche Einordnung dieser
Maßnahme nicht geklärt ist.
Tabelle A-2:
7
Betrachtete CO2-Minderungsmaßnahmen im Umwandlungssektor
Maßnahmen durch Neubau
Maßnahmen im Bestand
Ausbau von Windkraft On-/Offshore
Ersatz alter Kohlekraftwerke
Biomassezufeuerung in Kohlekraftwerken
Ausbau der KWK
Biogaseinspeisung ins Erdgasnetz
Eine Einschränkung des wirtschaftlichen Potenzials zum praktischen Potenzial ergibt
sich aus der notwendigen Zeitdauer, bis eine Maßnahme tatsächlich umgesetzt wird
bzw. umgesetzt werden kann. Abbildung A-6 zeigt eine Auswahl von Einflussfaktoren
auf die zeitliche Erschließbarkeit des Potenzials über die gesamte Herstellungskette.
Bereits bei Planung- und Genehmigungsverfahren kann es zu zeitlichen Verschleppungen kommen – insbesondere da diese beiden Punkte oftmals rekursiv verknüpft sind.
Der Bau von Anlagen im Umwandlungssektor betrifft nicht nur die Bauwerke sowie
Maschinen- und Anlagentechnik, sondern auch die vor- bzw. nachgelagerte Infrastruktur, wie Netze, Ausgleichsflächen oder Anlieferungswege. Beispiele für beschränkende
Produktionskapazitäten finden sich etwa bei der PV-Zellenherstellung, wo die Konkurrenz zum Reinsiliziumbedarf bei der Chipproduktion für Engpässe sorgt. Einen großen
Einfluss auf die Erschließbarkeit von wirtschaftlichen Potenzialen hat auch die Liquidität der Investoren. Nicht verfügbares Startkapital kann ggf. sogar dazu führen, dass
insgesamt unwirtschaftlichere Maßnahmen realisiert werden, nur weil die Investitionskosten der wirtschaftlich günstigeren Maßnahme höher sind.
Planung
Genehmigung
Bauwerke
Maschinen und
Anlagentechnik
• Bauzeit für Gebäude
• Kapazität der
Bauunternehmen
• Verfügbarkeit der
Werkstoffe
• Liquidität
•…
Abbildung A-6:
1.3
Bau
•
•
•
•
•
Bauzeit
Produktionskapazität
Inbetriebnahmezeit
Liquidität
…
Vor-/nachgelagerte
Infrastruktur
• Planung/Genehmigung
• Bauzeit
• Verfügbarkeit des
Materials
• Liquidität
•…
Einflussfaktoren auf die zeitliche Erschließbarkeit des Potenzials
Ermittlung eines Verdrängungsmixes
Nicht strompreisgeführte Stromerzeugungsanlagen, wie KWK, Windkraft und Photovoltaik, speisen gemäß ihrer eigenen Erzeugungscharakteristika ein. Sie werden deshalb
auch oft „must-run“-Kraftwerke genannt. Sie verdrängen nicht die durchschnittliche
8
Erzeugung des deutschen Strommix, sondern den spezifischen Mix der Zeiten, an denen
eine Einspeisung stattfindet. So wird Photovoltaik nie nachts Stromerzeugung ersetzen,
sondern üblicherweise einen Teil der mittäglichen Last decken.
1.3.1 Methodisches Vorgehen
In der 2005 an der FfE erstellten Studie „Bestandsaufnahme der KWK und Prognose der
Kohlendioxid-Minderungen bis 2010“ /MAU 05/ wurden zur Ausweisung der CO2-Einsparungen durch KWK Referenzsysteme für die ungekoppelte Erzeugung definiert. Das
Referenzsystem für die Stromerzeugung wurde mit Hilfe eines Verdrängungsmixes
bestimmt. Im Rahmen einer Kurzstudie für den VDEW wurde diese Methode nochmals
überarbeitet und verbessert /ROO 06/. Durch diese Arbeiten ist es möglich, Referenzsysteme für ein bestimmtes Jahr auszuweisen.
Die Methodik zur Ermittlung des Verdrängungsmixes kann nicht allein für KWKAnlagen, sondern für unterschiedliche Technologien mit nicht veränderbaren, elektrischen Erzeugungsgang angewandt werden und ist in Abbildung A-7 dargestellt.
vertikale Netzlast
Mittwochsbilanzen
Jahreslastgang
1h-Auflösung
NettoStromerzeugung
nach Energieträger
Unterschiedliche
Methoden
Kennzahlen
Jahreslastgang der zu
untersuchenden Technologie in
1h-Auflösung
Kraftwerkseinsatz
nach Energieträgern
1h-Auflösung
Verdrängung von:
Strom aus Kraftwerks-Mix
Berechnung 1h-Auflösung
mittlere Nutzungsgrade
(brennstoffspezifisch)
Verdrängter Brennstoffmix
Abbildung A-7:
Methodik zur Ermittlung des verdrängten Brennstoffmixes durch
KWK
Der linke Ast zeigt die Erstellung eines Jahreslastganges in 1h-Auflösung. Auf Basis
statistischer Daten werden Kennzahlen gebildet, die diesem Lastgang einen Kraftwerkseinsatz zuordnen. Die Lastgänge für den Ausbau der „must-run“-Anlagen werden
nach unterschiedlichen Methoden generiert, die in den entsprechenden Kapiteln kurz
vorgestellt werden. Diese zusätzliche Erzeugung verdrängt dann gemäß einer MeritOrder Brennstoffeinsatz und Emissionen im bestehenden Kraftwerkspark.
In den folgenden Kapiteln sei die Ermittlung des Kraftwerkseinsatzes nach Energieträgern in 1 h-Auflösung dargestellt.
9
1.3.2 Verfügbare statistische Informationen
Zur Berechnung des Jahreslastganges stehen mehrere statistische Informationen zur
Verfügung:
•
•
•
•
•
Vertikale Netzlast der vier ÜNB (/ÜNB 07/):
„(…) die vorzeichenrichtige Summe aller Übergaben aus dem Übertragungsnetz
über
direkt
angeschlossene
Transformatoren
und
Leitungen
zu
Verteilungsnetzen und Endverbrauchern.“
Leistungsbilanz der allgemeinen Stromversorgung (/VDN 07a/, /UCTE 05/):
Netzbelastung gemäß der Vereinbarung der UCTE für jeden dritten Mittwoch
im Monat als Viertelstundenwert von 11:00 Uhr bis 11:15 Uhr
Leistung und Belastung der Kraftwerke (/VIK 07/, /STB 08/):
Netzeinspeisung der Kraftwerke der allgemeinen Versorgung für jeden dritten
Mittwoch im Monat in Stundenwerten nach Energieträgern
Nettoerzeugung inkl. KWK (/STB 08/):
Jahreserzeugung der einzelnen Kraftwerke (inkl. KWK) in monatlicher
Auflösung nach einzelnen Energieträgern
Windenergieeinspeisung (/ÜNB 07/):
Stromerzeugung aus Windkraft ab 2006 aufgeteilt nach den einzelnen
Regelzonen.
Abbildung A-8 zeigt schematisch die verschiedenen Netz- und Verbrauchsebenen und
farblich hervorgehoben die verschiedenen veröffentlichten Lasten bzw. Leistungsflüsse
zur leichteren Abgrenzung der Begrifflichkeiten.
ÜNB 2
ÜNB 1
Kraftwerke
Verteilnetze
Verbraucher
Abbildung A-8:
220/380 kV
Kraftwerke
ÜNB 3
Industrie
Netzeinspeisung
Vertikale Netzlast
Mittwochsbilanzen
Abgrenzung der Begrifflichkeiten
Die von den 4 ÜNB veröffentlichte Netzeinspeisung beinhaltet alle Zuflüsse in das
jeweilige Höchstspannungsnetz. Da auch Durchleitungen durch die Netze möglich sind,
kann die Summe der vier Netzeinspeisungen mehr Erzeugung abbilden, als in der
Realität vorhanden ist.
Die vertikale Netzlast ist, wie oben beschrieben, die stundenscharfe Summe der Zu- und
Abflüsse aus bzw. in niedrigere Netzebenen und direkt angeschlossene große Industriebetriebe. Die vertikale Netzlast kann negativ werden, wenn mehr aus den unteren Netzebenen ins Übertragungsnetz zurückgespeist wird, als die direkt angeschlossenen
Verbraucher benötigen. Der Überschuss wird in einem der anderen Übertragungsnetze
verbraucht oder ins Ausland exportiert. Die stundenexakte Summierung der vier
10
vertikalen Netzlasten bildet ein Maß für die Lastcharakteristik der Verbraucher. Ein
Teil der Verbraucherlast wird jedoch direkt durch Erzeugung in den Verteilnetzen
gedeckt. Daher bildet die Jahressumme der vertikalen Netzlast nicht den gesamten
Stromverbrauch ab.
Die Mittwochsbilanzen werden vom statistischen Bundesamt /STB 08/ und dem Verband
der industriellen Kraftwirtschaft /VIK 07/ veröffentlicht. Sie geben die Netzeinspeisung
der Kraftwerke der allgemeinen Versorgung für jeden dritten Mittwoch im Monat in
Stundenwerten nach Energieträgern an. Damit repräsentieren sie die tatsächliche
Lastsitutation besser, als die vertikale Netzlast, der die Kraftwerke der unteren Netzebenen fehlen. Kraftwerke, die nicht der allgemeinen Versorgung angehören, wie beispielsweise Windkraftanlagen, sind allerdings in den Mittwochsbilanzen nicht enthalten.
1.3.3 Erzeugung des Jahreslastgangs
Vorgehensweise
Im Folgenden soll die Vorgehensweise zur Erzeugung eines Jahreslastganges der Erzeugung der allgemeinen Versorgung und des elektrischen Verbrauchs für 2005 aus den
verfügbaren statistischen Daten erläutert werden.
Die Integration der vertikalen Netzlast über das Jahr 2005 ergibt eine Jahreserzeugung
von 365,5 TWh. Dieser Wert liegt leicht unter dem der Vorjahre (z. B. 2003: 377 TWh).
Insbesondere im Vergleich zum Stromverbrauch zeigt sich, dass dies auf die verstärkte
Einspeisung in untere Netzebenen durch den Ausbau der regenerativen Energien
zurückzuführen ist. Die vergütete Windstromerzeugung und damit die eingespeiste
Windstrommenge betrug 2005 27,2 TWh /VDN 07b/. Die Nettostromerzeugung der
allgemeinen Versorgung ergab sich 2005 zu 497,7 TWh /STB 08/. Sowohl in der vertikalen Netzlast, als auch der Leistungsbilanz der allgemeinen Versorgung jeweils am
dritten Mittwoch eines Monats, ist die Windstromerzeugung nur indirekt enthalten. Die
Erzeugung der allgemeinen Versorgung ist beispielsweise zu den Zeitpunkten niedriger,
an denen ein größerer Teil der Last durch Wind gedeckt wird.
Es muss nun ein Weg gefunden werden, die vertikale Netzlast so in ein Profil umzurechnen, dass die berechneten Werte den tatsächlichen Werten, sowohl der Erzeugungsmenge als auch der Charakteristik inkl. der Jahreshöchstlast, angeglichen
werden. Dabei ist darauf zu achten, dass für die Entwicklung einer Methodik zur Substitution konventioneller Kraftwerksleistung durch KWK sowohl die Lastspitzen, als auch
die Lasttäler nicht verzerrt sein sollten. Im Hinblick auf die Kenntnis des Lastverlaufs
der dritten Mittwoche eines Monates, sollten auch dessen Stundenwerte auf der resultierenden Lastkurve zu finden sein.
In Abbildung A-9 ist exemplarisch die Charakteristik der vertikalen Netzlast im
Vergleich zur Charakteristik der Mittwochsbilanz im Tagesverlauf des Septemberwertes
2005 aufgezeichnet.
Die vertikale Netzlast zeigt tagsüber lediglich geringe Abweichungen zu den Mittwochsbilanzen. Die Erzeugung zu Tagesbeginn und in den Nachtstunden wird allerdings
unterschätzt. Diese ist – wie einleitend beschrieben – vornehmlich durch die Einspeisung von regenerativen Energien und dezentrale Erzeugungsanlagen (z. B. KWK-Anla-
11
gen von Stadtwerken) in untere Netzebenen charakterisiert und wird durch die vertikale
Netzlast nicht abgebildet.
110%
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Vertikale Netzlast
Mittwochsbilanz
1
Abbildung A-9:
3
5
7
9
11
13
15
17
19
21
23
Vergleich der Charakteristik von vertikaler Netzlast und Mittwochsbilanz im September 2005
Die Umrechnung der vertikalen Netzlast auf die durch den bestehenden Kraftwerkspark
gedeckte Verbraucherlast kann auf mehrere Arten erreicht werden:
•
•
•
Skalierung des Lastganges mit einem Faktor
Addition eines Korrektursockels
Addition einer Ausgleichsfunktion
Im Folgenden sollen kurz diese Verfahren gegenübergestellt werden.
Skalierung mit einem festen Faktor
Eine einfache Möglichkeit, die gewünschte Erzeugungsmenge nachzubilden, ist die
Korrektur der vertikalen Netzlast mit einem Faktor. Dieser wird aus der Jahreserzeugung gebildet, die den Verbrauch repräsentiert, bezogen auf die Erzeugung, die durch
die vertikale Netzlast abgebildet wird. Für das betrachtete Jahr 2005 ist dieser Faktor
1,34 (siehe Erzeugungsmengen oben). Die einzelnen Punkte der Lastkurve werden also
jeweils um 34 Prozent angehoben. Das führt dazu, dass die Spitzen stärker erhöht
werden, als die Täler. Es konnte nachgewiesen werden, dass die Jahreserzeugungsmenge mit den Energiebilanzen übereinstimmt, aber die Leistungscharakteristik
verzerrt wird.
Addition eines Korrektursockels
Der Fehlbetrag kann auch als Band konstanter Leistung zur Kurve der vertikalen
Netzlast addiert werden. Im Jahr 2005 wurden so durchschnittlich pro Stunde 15 GWh
(inkl. Wind) mehr erzeugt, als die vertikale Netzlast vorgibt. Die Addition des konstanten Sockelbetrages bewirkt eine Parallelverschiebung der vertikalen Netzlast. Auch bei
12
dieser Methode wird der Lastverlauf der Mittwochsbilanzen nicht erreicht, aber die
Erzeugungsmenge stimmt mit der Vorgabe überein.
Addition einer Ausgleichsfunktion
Um die festen Lastpunkte durch die Addition einer Ausgleichsfunktion zu erreichen,
darf dieses Lastband nicht konstant sein. Die einzelnen Punkte der vertikalen Netzlast
werden dazu um den jeweiligen Fehlbetrag verschoben. Gleichzeitig müssen auch die
angrenzenden Punkte verschoben werden, um keine Sprünge im Lastverlauf zu erhalten.
Abbildung A-10 zeigt die absolute Abweichung der vertikalen Netzlast von der Mittwochsbilanz als fehlende Leistung. Die roten Punkte sind dabei die Stützpunkte der
Leistungsbilanz der allgemeinen Stromversorgung /UCTE 05/. Am dritten Januarmittwoch um 11:00 Uhr liegt die vertikale Netzlast beispielsweise um ca. 14 GW unter dem
tatsächlichen Wert, während im Juni die Abweichung lediglich knapp -7 GW beträgt.
Das ist u.a. darauf zurückzuführen, dass die Verbraucherlast im Sommer niedriger ist
als im Winter und gleichzeitig ein großer Deckungsanteil durch dezentrale Erzeugung
besteht.
Ein Verfahren zur harmonischen, stetigen Verbindung von bekannten Stützpunkten ist
die Anwendung von Splines. Das sind Polynome n-ten Grades, die so zwischen die
Punkte gelegt werden, dass die Ableitung der Funktionen links und rechts der Stützpunkte gleich ist. In Abbildung A-10 ist dies exemplarisch für die 11-Uhr-Werte gezeigt.
Jahresstunden
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
0
nicht abgebildete Leistung in GW
-2
-4
-6
-8
-10
-12
-14
-16
-18
-20
Abbildung A-10: Abweichung der vertikalen Netzlast von der tatsächlichen Erzeugung
der allgemeinen Versorgung
13
Die Streuung der Abweichung an den einzelnen Tagen ist relativ groß, mit bis zu 5 GW
im Oktober. Aus diesem Grund reicht es nicht aus, eine einzelne Korrekturfunktion zu
erstellen. Vielmehr sollte eine Korrekturfunktion für jede Stunde berechnet werden.
Abbildung A-11 zeigt im Rasterdiagramm (engl.: carpet-plot) die Ergebnisse einer derartigen Splines-Berechnung für 2005. Dabei sind die einzelnen Tage auf der Abszisse
und die einzelnen Stunden des Tages auf der Ordinate aufgetragen. Der jeweilige Wert
ist farblich codiert dargestellt, hohe Werte in violett und niedrige Werte in blau. Diese
Form der Darstellung ermöglicht ein schnelles visuelles Erfassen von großen Datenmengen. Als Startwert für die Splines wurde der Dezemberwert für 2004 und als Endwert
der Januarwert für 2006 gewählt, so dass insgesamt mit den dritten Mittwochen jeden
Monats in 2005 14 Stütztage á 24 h und damit 336 Stützwerte für eine Korrektur zur
Verfügung stehen. Auch hier ist analog zu Abbildung A-10 die stark jahreszeitabhängige
Abweichung der vertikalen Netzlast von den Mittwochsbilanzen zu erkennen. Gleichzeitig sieht man die unterschiedlichen Korrekturfunktionen für die einzelnen Stunden des
Jahres.
MW
Abbildung A-11: Rasterdiagramm der Korrektursplines zur Korrektur der vertikalen
Netzlast 2005 für 24 Stunden an 14 Stützwerten
Windstromeinspeisung 2005
Wie oben beschrieben, ist in den Mittwochsbilanzen nur die Erzeugung der allgemeinen
Versorgung abgebildet und die Windstromeinspeisung daher nicht enthalten. Auch nach
der Korrektur der vertikalen Netzlast wird somit die Stromerzeugung aus Wind nicht
abgebildet. Für die Verdrängung der Stromerzeugung durch KWK reicht diese Betrachtungsweise aus, da Wind immer einspeist und somit als nicht verdrängbar eingestuft ist.
Für die Frage nach der Substitution von installierter Anlagenleistung muss allerdings
auch der Leistungsgang des Windstroms berücksichtigt werden.
Von den vier ÜNB wird erst ab 2006 die Windstromeinspeisung vollständig veröffentlicht. 2005 liegen lediglich von Vattenfall Daten vor. Daher wird zunächst geprüft, ob die
14
Charakteristik der Windstromerzeugung des Netzgebietes von Vattenfall auf die gesamte Windstromeinspeisung übertragen werden kann.
Abbildung A-12 zeigt für 2006 die Anteile der Windstromerzeugung in den vier Übertragungsnetzgebieten. Insgesamt wurden 2006 etwa 30,5 TWh Windstrom erzeugt.
Davon wurden 42,5 % im nordwestdeutschen Raum ins E.ON-Netz eingespeist. Etwa
37,5 % des erzeugten Windstromes fiel im Netzgebiet von Vattenfall an. Die Einspeisung
ins RWE-Netz betrug 18,6 %. Wegen der benachteiligten Lage bezüglich Windstromerzeugung im Binnenland wurden im EnBW-Netzgebiet lediglich 1,3 % der Windstrommenge des Jahres 2006 erzeugt.
Vattenfall
37,53%
EnBW
1,33%
Gesamt:
ca. 30,5 TWh
RWE
18,64%
EON
42,50%
Abbildung A-12: Erzeugungsanteile
der
Windkrafteinspeisung
Übertragungsnetze 2006 /ÜNB 07/
in
die
vier
Aufgrund der Erzeugungsanteile dominieren die Einspeisungscharakteristika der Windstromerzeugung im Vattenfall- und im E.ON-Netzgebiet den Leistungsgang der
gesamten Stromerzeugung aus Wind.
In Abbildung A-13 sind drei 5-Tagesblöcke der Windstromerzeugung in den vier Netzgebieten der Gesamterzeugung gegenübergestellt. Die einzelnen Leistungsgänge wurden
dazu mit ihrer jeweiligen mittleren Leistung normiert, um über die relative Darstellung
die Charakteristik vergleichen zu können.
Die Dominanz der Erzeugung im E.ON und Vattenfall-Netz bestätigt sich. Während die
Erzeugung im Binnenland zum Teil nicht mit dem Gesamtleistungsgang korreliert oder
stark zeitverzögert stattfindet, verschiebt sich die Windstromeinspeisung in den beiden
Gebieten mit einem hohen Küstenanteil lediglich um einige Stunden. Die Charakteristik
der Windeinspeisung ins Vattenfall-Netz stimmt jedoch meist sehr gut mit der Gesamterzeugung überein.
15
500%
450%
EnBW
EON
Vattenfall
Summe
RWE
400%
350%
300%
250%
200%
150%
100%
50%
0%
864
888
912
936
960
984
300%
250%
EnBW
EON
Vattenfall
Summe
RWE
200%
150%
100%
50%
0%
2952
2976
3000
3024
500%
3048
3072
EnBW
EON
Vattenfall
Summe
RWE
400%
300%
200%
100%
0%
8232
8256
8280
8304
8328
8352
Abbildung A-13: Vergleich der Charakteristik der Windeinspeisung in die
verschiedenen Übertragungsnetze an drei 5-Tagesblöcken im Jahr
2006 /ÜNB 07/
16
Für die weitere Berechnung wird die Windstromeinspeisung ins Netzgebiet von
Vattenfall als charakteristisch für die gesamte Erzeugung angesehen. Das Integral des
von Vattenfall veröffentlichten Leistungsganges aus dem Jahr 2005 wurde daher zunächst normiert und mit 27,2 TWh skaliert. Das Ergebnis gibt den Leistungsgang der
gesamten Windstromeinspeisung 2005 wieder (Abbildung A-14).
14
12
10
8
6
4
2
27
.1
1
27
.1
0
28
.1
Jahresstunden 2005
28
.9
29
.8
30
.7
5
1.
30
.6
4
1.
31
.5
3
2.
1.
31
.1
2
1
Windeinspeisung in GW
16
Abbildung A-14: Synthetisierter Leistungsgang der Windstromeinspeisung 2005
Ergebnis der Lastgangsynthese
Abbildung A-15 zeigt den mit Hilfe von Splines ermittelten Verbraucherlastgang für
das Jahr 2005 als Rasterdiagramm. Im Winter treten beispielsweise zwei Verbrauchsspitzen, mittags und abends, auf, während im Sommer und der Übergangszeit nur eine
Mittagsspitze erkennbar ist. Des Weiteren zeigt sich, dass der morgendliche Lastanstieg
zu deutlich konstanteren Zeiten auftritt, als der Rückgang der Last am Abend. Die
senkrechte Streifenbildung ist auf die einzelnen Wochenlastgänge zurückzuführen.
17
Abbildung A-15: Verbraucherlastgang für das Jahr 2005 als Rasterdiagramm
1.3.4 Kraftwerkseinsatz
Der Jahreslastgang der allgemeinen Versorgung wird nach der in Kapitel 1.3.3 entwickelten Methodik für das Jahr 2005 modelliert. Die hierfür notwendigen Eingangsdaten
sind die vertikale Netzlast und der Lastgang der allgemeinen Versorgung an jeweils dem
3. Mittwoch im Monat. Eine wesentliche Nebenbedingung in dem Verdrängungsmix-Tool
ist die Übereinstimmung der jährlichen Nettostromerzeugung der jeweiligen Energieträger mit der Erzeugung aus den amtlichen Statistiken in diesem Jahr. Der in
Kapitel 1.3.3 modellierte Lastgang weicht von der statistisch erfassten jährlichen Stromerzeugung um 3,7 % ab. Zur Anwendung des Tools wurde daher der modellierte Jahreslastgang um eine konstante Leistung ergänzt, um die fehlende Erzeugung auszugleichen.
Der Kraftwerkseinsatz wurde energieträgerspezifisch modelliert, d. h. es wurden alle
Kraftwerke mit dem gleichen Energieträger zusammengefasst. Für die Charakteristik
des Kraftwerkseinsatzes wurden die zwölf Mittwochsbilanzen ausgewertet. In
Abbildung A-16 und Abbildung A-17 sind die Erzeugungsbilanzen der allgemeinen
Versorgung am 3. Mittwoch im Januar und Juni 2005 dargestellt.
18
80.000
70.000
Leistung in MW
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
Kernenergie
Laufwasser
Steinkohle
Pump/Speicherw.
10.000
Braunkohle
Sonstige
Erdgas
Heizöl
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
Stunde des Tages
Abbildung A-16: Mittwochsbilanz der allgemeinen Versorgung im Januar 2005 nach
/STB 08/
80.000
70.000
Leistung in MW
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
Kernenergie
Laufwasser
Steinkohle
Pump/Speicherw.
10.000
Braunkohle
Sonstige
Erdgas
Heizöl
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
Stunde des Tages
Abbildung A-17: Mittwochsbilanz der allgemeinen Versorgung im Juni 2005 nach
/STB 08/
Die Auswertung der Mittwochsbilanzen zeigt die Charakteristik des Einsatzes der
verschiedenen Kraftwerkstypen. Die Braunkohle- und Kernenergiekraftwerke als
typische Grundlastkraftwerke fahren untertags mit nahezu konstanter Leistung. Sie
variieren jedoch saisonal deutlich, wie die Beispiele in Abbildung A-16 und in
Abbildung A-17 zeigen. Im Januar betrug beispielsweise die Leistung von Braunkohle-
19
und Kernenergiekraftwerken in etwa 40 GW und im Juni lediglich ca. 30 GW. Andere
Kraftwerkstypen orientieren sich hingegen stark am Tageslastgang, wie beispielsweise
Steinkohlekraftwerke. Der Kraftwerkseinsatz erfolgt im liberalisierten Markt nach der
Merit Order, d. h. dass die Kraftwerke in der Reihenfolge der geringsten Grenzkosten
eingesetzt werden. Die Auswertung der Mittwochsbilanzen zeigt auch in Zeiten geringer
Last den Betrieb von Erdgas-Kraftwerken, obwohl eine ausreichende Kapazität an
Steinkohlekraftwerken zur Verfügung steht. Dies erscheint auf den ersten Blick
widersprüchlich, da Steinkohle günstiger als Erdgas ist. Gründe für diesen scheinbaren
Widerspruch sind beispielsweise:
•
•
•
mit Erdgas betriebene KWK-Anlagen, die zur Deckung der thermischen Last
laufen müssen;
Erdgas betriebene Kraftwerke weisen i. d. R. eine bessere Lastwechseldynamik
auf und werden daher zum Ausgleich von Lastschwankungen betrieben;
in der Rubrik Erdgas-Kraftwerke sind auch moderne GuD-Kraftwerke enthalten,
die aufgrund ihres hohen Nutzungsgrades (bis fast 60 %) geringere Grenzkosten
als manche Steinkohlekraftwerke aufweisen.
Daher wurde auf Basis der Mittwochsbilanz eine Mindest-Erdgasleistung definiert.
Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke wurden zusammengefasst und ein typischer
Wochenlastgang hinterlegt. Dieser Lastgang wurde auf Basis einer wirtschaftlichen
Optimierung der Fahrweise anhand der EEX-Preise ermittelt.
Der im ersten Schritt ermittelte Jahreslastgang der allgemeinen Versorgung wurde im
zweiten Schritt mit den Kraftwerken mit den geringsten Grenzkosten beginnend unter
Einhaltung der oben ermittelten Kennzahlen und der energieträgerspezifischen Jahreserzeugung aufgefüllt. Der synthetisierte Kraftwerkseinsatz für das Jahr 2005 ist in
Abbildung A-18 dargestellt.
80.000
70.000
Leistung in MW
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
Kernenergie
Laufwasser
Steinkohle
Pump/Speicherw.
10.000
Braunkohle
Sonstiges
Erdgas
Heizöl
0
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
Stunde im Jahr
Abbildung A-18: Modellierter Kraftwerkseinsatz für 2005
Auf Basis des in Abbildung A-18 gezeigten, stundenscharfen Kraftwerkseinsatzes im
Jahr 2005 kann nun ermittelt werden, welche Kraftwerkstypen durch Erzeugung aus
20
neu zugebauten Quellen substituiert werden. Es wird die Annahme getroffen, dass eine
zusätzliche Erzeugung zunächst in jeder Stunde Mittellast- und Spitzenlastkraftwerke
verdrängt. Des Weiteren wird angenommen, dass die Erzeugung dieser Kraftwerke
anteilig - entsprechend der Leistung zu diesem Zeitpunkt - verdrängt wird.
Bei den Erdgaskraftwerken wurde, wie oben erläutert, auf Basis der Auswertung der
Mittwochsbilanzen eine Mindestleistung festgelegt, die immer am Netz ist. Regenerative
und sonstige Energieträger sind i. d. R. Must-Run-Anlagen bzw. weisen Grundlastcharakteristik auf. Die Fahrweise der Pump- und Speicherkraftwerke wird i. d. R. allein
durch die Preischarakteristik, d. h. dem Verhältnis zwischen Hoch- und Niedrigpreisen,
bestimmt. Da die grundsätzliche Preischarakteristik an der EEX nicht wesentlich durch
die zusätzliche KWK-Erzeugung verändert werden würde, wird angenommen, dass diese
Kraftwerke ebenfalls nicht verdrängt werden. Nur wenn in einer Stunde die KWKLeistung die Leistung der verdrängbaren Kraftwerke übersteigt, werden Grundlastkraftwerke verdrängt. In der Studie „Bestandsaufnahme der KWK und Prognose der
Kohlendioxid-Minderungen bis 2010“ /MAU 05/ wurde vereinfachend angenommen, dass
in gleicher Weise Braunkohle- und Kernenergiekraftwerke als Grundlastkraftwerke
verdrängt werden. Die Einführung des CO2-Zertifikatehandels stellt Braunkohlekraftwerke in der Merit Order deutlich schlechter, so dass von einer alleinigen Verdrängung
von Braunkohlekraftwerken ausgegangen werden kann. Die Veröffentlichung von
Kraftwerkseinsatzdaten der EEX bestätigt diese Annahme /EEX 07/.
21
2
2.1
Windkraftausbau On-/Offshore
2.1.1 Situation
Die Einbindung von Windstrom in das öffentliche Versorgungssystem hat infolge der
volatilen und stochastischen Einspeisung Auswirkungen auf das Netz und den konventionellen Kraftwerkspark. Einerseits wird konventionelle Kraftwerksleistung bzw. konventionell erzeugter Strom durch die Integration von Windenergie ersetzt. Andererseits
beeinflusst die Prognoseungenauigkeit der Windeinspeisung die Reservevorhaltung des
Kraftwerksparks.
Derzeitiger Anlagenbestand
Die Zahl der in Deutschland installierten Windenergieanlagen (WEA) stieg von 800
(1991) auf über 18.000 WEA im Jahr 2006 an (vgl. Abbildung A-19). Dadurch
vergrößerte sich die in das Elektrizitätsnetz eingespeiste Energiemenge von 130 GWh
(1991) auf 30,5 TWh (siehe Abbildung A-20) im Jahr 2006 /BWE 06/.
Die Kostendegression der in diesem Zeitraum installierten WEA wurde durch motivierend und stabilisierend wirkende Rahmenbedingungen, wie etwa staatliche Forschungs-, Entwicklungs- und Fördermaßnahmen oder günstige Finanzierungsmöglichkeiten beeinflusst. Die Einführung des Stromeinspeisegesetzes /BGB 91/ für die Jahre
1991 bis 2000, das eine Vergütung von Strom aus WEA festlegt, sowie das Erneuerbare
Energien Gesetz vom April 2000 /EEG 00/ sorgten für Investoren und Betreiber für
Planungssicherheit und ermöglichten somit einen progressiven Ausbau der Windenergie.
Größere Stückzahlen, optimierte Produktionsverfahren sowie größere und effizientere
Anlagen ließen die leistungsbezogenen Investitionen der einzelnen Maschine von
1.260 €/kW (1991) auf den aktuellen Wert von 890 €/kW sinken /ISE 05/.
22
20.000
Jährlicher Zubau von WEA
18.000
Gesamtanzahl installierter WEA
Anzahl der Windenergieanlagen
16.000
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0
1991
1993
1995
1997
1999
2001
2003
2005
Abbildung A-19: Anlagenbestand der WEA in Deutschland /BWE 06/
22.500
35
Neu installierte Leistung in MW
20.000
Gesamte installierte Leistung in MW
Erzeugte Strommenge
30
25
Leistung in MW
15.000
12.500
20
10.000
15
7.500
10
5.000
Erzeugte Strommenge in TWh
17.500
5
2.500
0
0
1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Abbildung A-20: Installierte Nennleistung der WEA in Deutschland, /BWE 06/
23
Abbildung A-21 zeigt die Entwicklung der durchschnittlichen Nennleistung aller in
Deutschland installierten Windenergieanlagen (blaue Linie). Die durchschnittlich
installierte Nennleistung pro WEA betrug 1991 weniger als 200 kW. Durch stetige
Erweiterung und Erneuerung des gesamten Windparks liegt die durchschnittlich
installierte Leistung einer WEA in Deutschland momentan bei über 1,1 MW.
Die konstant ansteigende spezifische Nennleistung der neu installierten WEA wird
durch die rote Linie verdeutlicht. Ab 2000 wurden hauptsächlich Anlagen zum Bestand
hinzugebaut, deren Nennleistung über 1 MW/WEA lag. Aktuell werden WEA mit durchschnittlich 1,8 MW/WEA errichtet.
Elektrische Leistung in MW
2,0
1,8
Gesamte installierte Durchschnittsleistung in MW/WEA
1,6
Neu installierte Durchschnittsleistung in MW/WEA
1,4
1,2
1,0
0,8
0,6
0,4
0,2
0,0
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Abbildung A-21: Spezifische elektrische Leistung der installierten WEA
Die in Deutschland installierte Leistung der Windkraftanlagen konzentriert sich in den
nördlichen Bundesländern, da dort günstige Windverhältnisse bestehen. Durch die hohe
Anzahl an Volllaststunden werden große Energiemengen produziert, die die Stromgestehungskosten im Kraftwerkspark und damit die Preise an der Leipziger Strombörse
senken. Über 30 % der in Deutschland installierten Windkraft befindet sich in den
Bundesländern Sachsen-Anhalt, Schleswig-Holstein und Niedersachsen (vgl.
Abbildung A-22).
24
Berlin
Hamburg
Baden-Württemberg
Bayern
Saarland
Hessen
Bremen
-Nordrhein
Westfalen
Rheinland-Pfalz
Sachsen
Thüringen
Niedersachsen
Brandenburg
-Mecklenburg
Vorpommern
-Schleswig
Holstein
Sachsen-Anhalt
1
10
100
1.000
10.000
Abbildung A-22: Installierte Leistung der Windkraftanlagen in Deutschland nach
Bundesländern /BWE 06/
Im bundesdeutschen Durchschnitt wurden aus WEA im Jahr 2006 30.500 GWh Strom
eingespeist. Das entspricht einem Anteil von 4,97 % des gesamten Stromverbrauchs in
Deutschland /BMWi 07c/.
Stand der Technik
Leistungsregelung
Grundsätzlich gibt es zwei Arten der Leistungsregelung: die Stall-Regelung und die
Pitch-Regelung. Die Leistungsbegrenzung bei Stall-Regelung erfolgt durch Abriss der
Luftströmung am Rotorblatt bei konstanter Drehzahl und definierter Windgeschwindigkeit. Durch die Dynamik des Stalls wird die in Abbildung A-23 abgebildete Leistungskennlinie erreicht. Der Abriss der Luftströmung kann durch Verdrehen der Rotorblätter,
der sog. aktiven Stall-Regelung, weiter variiert werden. Damit werden schwankende
Windgeschwindigkeiten besser gedämpft und die mechanischen Belastungen verringert.
25
Abbildung A-23: Leistungskennlinien bei Stall- und Pitchregelung /KAL 97/
Es ist zu erkennen, dass bei Windgeschwindigkeiten über der Nenngeschwindigkeit die
Leistungsabgabe über der Generatorleistung liegt und anschließend weniger als 100 %
der Nennleistung beträgt. Dieser konstruktive Nachteil der Stall-Regelung wird bei
WEA im Megawattbereich durch die Verdrehung der Rotorblätter in Bezug zur Anströmrichtung durch die Pitch-Regelung vermieden. Durch Senkung der Auftriebskraft
am Rotorblatt wird eine konstante Leistungsabgabe über der Nenngeschwindigkeit bis
zum Abschaltpunkt erreicht. WEA mit Pitch-Regelung stellen den heutigen Stand der
Technik dar. Durch die drehzahlvariable Fahrweise ist eine Glättung der Einspeisefrequenz notwendig, welche durch Frequenzumrichter realisiert werden kann /OES 06/.
Generatortechnik
Der Wirkungsgrad einer WEA ist prinzipbedingt abhängig von der Schnelllaufzahl, die
durch das Verhältnis von Windgeschwindigkeit und Blattspitzengeschwindigkeit definiert ist. Aufgrund des variablen Windangebots ist daher für eine effiziente Betriebsweise die Drehzahlvariabilität Voraussetzung. Da schwankende Drehzahlen Frequenzänderungen nach sich ziehen, die durch das Stromnetz nicht tolerierbar sind, muss eine
entsprechende Generatortechnik diese ausgleichen. Für die Stromerzeugung in einer
WEA bestehen aktuell zwei favorisierte Techniken: Die Verwendung von hochpoligen
Synchrongeneratoren oder doppeltgespeisten Asynchrongeneratoren.
Durch die Verwendung eines hochpoligen Synchrongenerators kann auf ein
Getriebe verzichtet werden. Der erzeugte Strom wird in Gleichstrom und anschließend
auf Netzfrequenz umgewandelt. Durch den Verzicht auf ein Getriebe reduziert sich die
Drehzahl des Antriebssystems und damit auch Verschleiß und Wartungsaufwand. Im
Gegensatz zu früheren Konzepten von WEA, bei denen schwankende
Windgeschwindigkeiten zu Frequenzspitzen führten und die Netzstabilität negativ
beeinflussten, führt die Umwandlung des erzeugten Stroms in Gleichstrom und die
anschließende Umrichtung auf Netzfrequenz zu einer hohen Netzverträglichkeit.
Erkauft werden diese Vorteile durch eine Vergrößerung des Generatorgewichts. Einen
weiteren Vorteil bietet dieses Konzept für Offshore-WEA. Für bis 100 km vom Festland
entfernte Windparks kann der erzeugte Strom über sog. Hochspannungsgleichstromübertragungsleitungen (HGÜ) zum Festland transportiert werden. Im Vergleich zu
normalen Drehstromübertragungsleitungen kommt es hierdurch zu geringeren
26
Übertragungsverlusten und die Frequenzumrichtung auf 50 Hz wird auf dem Festland
realisiert /ENE 06/.
Doppelt gespeiste Asynchrongeneratoren mit Getriebe stellen eine weitere
Möglichkeit der frequenzvariierten Betriebsweise von WEA dar. Die direkte Kopplung
von Asynchrongeneratoren führt grundsätzlich zu einem Verlust der im Läufer
erzeugten Schlupfleistung. Bei doppelt gespeisten Asynchrongeneratoren, bei denen
auch der Läufer eine Drehstromwicklung besitzt, kann die erzeugte Schlupfleistung
ebenfalls in das Netz eingespeist werden. Darüber hinaus ist es möglich, den Läufer
über einen Umrichter aus dem Stromnetz zu speisen und so den Leistungsfaktor zu
bestimmen /NOR 06/. Prinzipbedingt können schwankende Rotordrehzahlen durch den
Abtriebsschlupf im Asynchrongenerator kompensiert werden. Daraus resultieren
geringere mechanische Belastungen der Antriebs-, Getriebe- und Lagerkomponenten
sowie geringere Ansprüche an die Reaktionsgeschwindigkeit der Rotorblattverstellung.
Durch Weiterentwicklung der Generatortechnik und dessen Regelung ist es in WEA der
Megawattklasse möglich, den Asynchrongenerator in einem Bereich von – 30 bis + 40 %
der Nennfrequenz zu betreiben /EHR 01/. Vorteile des Asynchrongenerators sind das
geringere Gewicht sowie der kleinere Umrichter, da nur der Stromanteil aus dem Läufer
auf die Netzfrequenz umgerichtet werden muss.
Beide Generatorvarianten sind in aktuellen WEA der Megawattklasse vorhanden.
Momentan bieten viele europäische Windkraftanlagenhersteller WEA in Leistungsklassen gestuft bis zu 5 MW an.
Theoretisch können maximal 59,3 % der im Wind enthaltenen Energie in Rotationsenergie umgewandelt werden. Dieser Maximalwert wird jedoch nicht erreicht. Heutige
Windenergieanlagen erreichen Wirkungsgrade im Bereich von 45 %.
On- und Off-shore- Anwendungen von WEA
Die Errichtung von WEA erfolgte in den Anfängen der Windenergienutzung verstärkt in
Gebieten auf dem Festland (onshore) mit ausreichendem jährlichem Windangebot. Zur
Verminderung der spezifischen Kosten für die Netztechnik und zur effektiven Ausnutzung geeigneter Gebiete wurden durch die gruppierte Installation von WEA sog. Windparks errichtet.
Aufgrund der meteorologisch günstigeren Windverhältnisse in küstennahen Gebieten,
wurden in der Vergangenheit zunehmend Gebiete in flachen Gewässern der Ostsee
ausgewiesen (offshore), die höhere Stromerträge erlauben. Während in anderen
europäischen Ländern noch küstennahe Gebiete zur Nutzung der Windenergie vorhanden sind, muss in Deutschland durch die Errichtung von off-shore WEA, die bis 100 km
vor der Küste gelegen sind, technisches Neuland begangen werden. Die Installation
großer off-shore Windparks stellt an die WEA hohe Anforderungen bezüglich Zuverlässigkeit, Korrosionsschutz und Wartungsfreiheit. Im Gegensatz zur Aufstellung von WEA
auf dem Festland oder in küstennahen Gewässern, die meist mit Schwerkraftfundamenten realisiert wird, erfordern Wassertiefen von mehr als 20 m Fundamente,
die den dortigen Witterungsbedingungen über die gesamte Lebensdauer der Anlage
hinweg standhalten.
Rechtliche Situation
Die Strategie der Bundesregierung sieht einen Ausbau des regenerativen Anteils an der
Stromerzeugung auf 12,5 % im Jahr 2010 bzw. auf 20 % im Jahr 2020 vor /EEG 04/.
27
Laut integriertem Energie- und Klimaprogramm /IEKP 07/ sollen die Erneuerbaren
sogar auf 25 – 30 % ausgebaut werden . Hierfür muss die Windkraft einen maßgeblichen
Beitrag leisten. Durch den Ausbau der Windenergienutzung auf See könnten in
geeigneten Gebieten in der Nord- und Ostsee Windparks mit Leistungen von 3 GW bis
2010 und 20 bis 25 GW bis 2030 realisiert werden /DEN 05/.
Das EEG sieht eine von Standort und Installationsdatum abhängige Vergütung für
Windstrom vor. In Tabelle A-3 sind die spezifischen Vergütungssätze nach /EEG 04/
dargestellt. On-shore WEA werden generell mit einem Vergütungssatz von
5,39 Cent/kWh belegt. Bei WEA, die in den ersten 5 Jahren seit Inbetriebnahme 150 %
des Energieertrags einer Referenzanlage erzeugen, erhöht sich die Vergütung für diese 5
Jahre um 3,2 Cent/kWh. Für WEA, die mindestens drei Seemeilen von der Küstenlinie
entfernt errichtet wurden, beträgt die Vergütung 6,19 Cent/kWh. Diese erhöht sich bei
off-shore Anlagen, welche vor 2011 errichtet wurden, um weitere 2,91 Cent/kWh über
einen Zeitraum von 12 Jahren. Die Vergütungsdauer ist darüber hinaus von der Gewässertiefe und der Entfernung des Standorts zur Küste abhängig. Für einen off-shore
Windpark, der 30 Seemeilen von der Küste entfernt und in 30 m Gewässertiefe installiert wurde, verlängert sich die Vergütung nach /EEG 04/ um 26 Monate.
Tabelle A-3:
Vergütungssätze EEG 2004 Windenergie onshore/offshore /EEG 04/
Windenergieanlagen an Land
Offshore-Anlagen
erhöhte
erhöhte
Basisvergütung
Basisvergütung
Jahr der
Anfangsvergütung
Anfangsvergütung
in ct/kWh
in ct/kWh
Inbetriebnahme
in ct/kWh
in ct/kWh
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
8,53
8,36
8,19
8,03
7,87
7,71
7,56
7,41
7,26
5,39
5,28
5,17
5,07
4,97
4,87
4,77
4,67
4,58
9,10
9,10
9,10
8,92
8,74
8,57
5,71
5,60
5,49
6,19
6,19
6,19
6,07
5,95
5,83
5,71
5,60
5,49
Die Vergütungssätze für Windstrom verringern sich für onbzw. off-shore Windenergieanlagen seit 2005 bzw. 2008 um jährlich zwei Prozent des Vorjahres.
Neben der Erschließung neuer Flächen bietet der Ersatz alter Anlagen mit geringer
Nennleistung durch neue WEA (Repowering) wirtschaftliches Potenzial. Repowering
wird ähnlich der entfernungs- und ertragsabhängigen Förderung der Windenergie durch
das EEG mit dem Vergütungssatz von on-shore Anlagen gefördert, solange diese die
ersetzte Nennleistung um den Faktor drei erhöhen.
2.1.2 Theoretisches und technisches (Ausbau-)Potenzial
Das theoretische Potenzial repräsentiert das unter idealen Umständen nutzbare Energieangebot der Windenergie. Folgende technische, ökologische und infrastrukturelle
Belange begrenzen das theoretische Potenzial der Windenergie:
28
•
•
•
•
•
Lokale Erzeugung des Windstroms
Die Stromerzeugung durch Windenergie konzentriert sich vermehrt auf
nördliche, küstennahe Gebiete mit hohem Windangebot und geringer
Stromnachfrage. Infolge dessen bedarf es laut /DEN 05/ einer Installation von
850 km Höchstspannungsleitungen, die eine von den Netzbetreibern aufzubringende Investition von 1,1 Mrd. € darstellt.
Nutzungskonflikt zu Siedlungs- und Ballungsräumen
Durch Schifffahrts-, Tourismus- und Naturschutzinteressen ist eine Errichtung
von Windenergieanlagen nur begrenzt möglich. Strenge Auflagen bezüglich der
Lärmemission, der Lage zu Siedlungsgebieten sowie Schifffahrts-, Tourismus
und Naturschutzinteressen schränken die Errichtung von off- und on-shore
Windparks ein.
Hohe Anforderung an mechanische und elektrische Komponenten
Durch hohe Nennleistungen der off-shore WEA von 5 MW, korrosive
Umgebungsbedingungen, geforderte Wartungsfreiheit und Gewässertiefen von
bis zu 40 m werden an die mechanischen und elektrischen Komponenten erhöhte
Anforderungen gestellt.
Großer finanzieller und logistischer Aufwand für off-shore Windparks
Nutzungskonflikte machen eine Errichtung von off-shore Windenergieanlagen in
einer Entfernung von 30 bis 100 km zur Küste notwendig. Die Errichtung
zukünftiger off-shore Windparks in Größenbereich von 250 MW mit 50 einzelnen
WEA stellt einen hohen logistischen Aufwand dar. Des Weiteren vergrößern sich
dadurch die Kosten für Kabellegung, Netzanbindung und Wartung der Anlagen.
Für den Transport des Stroms zum Verbraucher ist ein Ausbau der Netzkapazität Voraussetzung.
Unsichere Rentabilität von off-shore Windparks
Nach Einschätzungen von /LBS 06/ reichen die Fördermaßnahmen durch das
EEG und die Übernahme der Netzanschlusskosten durch den Endverbraucher
nicht aus, um off-shore Windparks wirtschaftlich betreiben zu können. Diese
Schätzung wird durch die Berechnung in Kapitel 2.1.3 weitgehend gestützt. Zur
Festlegung der Vergütungssätze für Windstrom in der EEG-Novelle im Jahr
2002 waren in Deutschland wenige Prototypen in Küstennähe installiert.
Anhand dieser Erfahrungen wurden die Stromgestehungskosten für Windstrom
extrapoliert, die einen kostendeckenden Betrieb bisher nicht ermöglichen.
Abhilfe schafft hier die Neudefinition der Vergütungen, wie sie bisher im EEG
festgelegt sind, sowie die Installation von 3.000 MW Offshore-Windenergieleistung bis zum Jahr 2015, die neben einer angepassten EEG-Vergütung durch
kurz- und mittelfristig wirksame Begleitmaßnahmen erreicht werden kann und
so eine Degression der Investitionskosten ermöglicht.
2.1.3 Referenz und Maßnahme
Referenzemissionen
Mit dem in Kapitel 1.3 vorgestellten Vorgehen lässt sich der Verdrängungsmix für
zusätzliche Windstromeinspeisung ermitteln. Die Charakteristik des angesetzten
Windlastganges lässt sich ebenfalls Kapitel 1.3.3 entnehmen, in dem der Windlastgang
des Jahres 2005 bereits eingehend dargestellt ist. Durch den Ausbau der Stromer-
29
zeugung aus Windkraft errechnen sich demzufolge Referenzemissionen von etwa 810 g
CO2 pro kWhel.
Betrachteter Ausbau der Windenergie
Bei der Berechnung der Verminderungs- und Grenzverminderungskosten wird kein
Repowering betrachtet. Die mögliche Zubauleistung wird aus der Dena-Netzstudie
/DEN 05/ entnommen. Dabei wurde das Jahr 2003 mit einer installierten Leistung von
14.565 MW als Ausgangsjahr herangezogen. 2006 waren bereits 20.633 MW installiert.
Ausgehend von diesem Wert wird das Zubaupotenzial ermittelt vgl. Tabelle A-4. Mit
der Erschließung des Offshore-Potenzials wird vermutlich im Jahr 2008 begonnen.
Tabelle A-4:
Installierte und theoretische Windenergieleistung in Deutschland nach
/DEN 05/ und /DEWI 06/
Istzustand 2006
Maximaler
Ausbau nach
DENA
Potenzieller Jahresenergieertrag 2006
Volllaststunden
Potenzieller Jahresenergieertrag bei
maximalem Ausbau
in MW
in MW
in GWh
in h
in GWh
Brandenburg
3.128
5.421
5.369
1.716
9.304
BadenWürttemberg
325
581
363
1.116
649
Bayern
339
542
475
1.400
759
Region
Bremen
64
64
118
1.838
118
Hessen
450
860
708
1.573
1.353
Hamburg
34
64
59
1.752
112
MecklenburgVorpommern
1.233
1.724
2.257
1.830
3.155
Niedersachsen
5.283
5.462
9.992
1.892
10.331
NordrheinWestfalen
2.393
5.522
4.214
1.761
9.726
992
992
1.631
1.644
1.631
4.940
Rheinland-Pfalz
SchleswigHolstein
2.391
2.391
4.939
2.066
Saarland
57
113
100
1.742
197
Sachsen
769
883
1.337
1.739
1.535
2.533
3.920
5.097
2.012
7.888
632
687
1.154
1.826
1.255
Offshore
0
28.974
0
4.000
115.896
Summe
20.633
58.210
37.813
1.759
131.036
Sachsen-Anhalt
Thüringen
Der potenzielle Jahresenergieertrag bezieht sich nach /DEWI 06/ auf ein 100 %-Windjahr. Die auf dieser Basis errechneten Volllaststunden wurden der Berechnung des
potenziellen Jahresenergieertrags bei maximalem Ausbau zugrunde gelegt.
Für die Berechung der Verminderungskosten wurden folgende betriebswirtschaftliche
Kosten (vgl. Tabelle A-5 und Tabelle A-6) herangezogen. In den Investitionskosten sind
dabei auch die Netzkosten enthalten.
30
Tabelle A-5:
Investitions- und Betriebskosten der Windenergieanlagen /GEI 04/,
/GOB 06/
onshore
Investment
Wartung und
Instandhaltung
1000 €/kW
4,20%
Die erschwerten Bedingungen der Offshore-Windenergieanlagen werden durch erhöhte
jahresbezogene Kosten berücksichtigt. Die Kosten, die sich zusätzlich zur Basis der
Investitionen in die reine WEA ergeben, zeigt Tabelle A-6.
Tabelle A-6: Zusätzliche Kosten zum Investment offshore /GOB 06/
Fundament
Installation
Netzanschluss
andere Kosten
30 km
35-38 %
9-13 %
31-67%
7-24 %
50 km
43-51%
11-19 %
44-83%
7-24%
70 km
39-48%
10-23%
57-114%
7-24 %
Die Kosten für Offshore-Anlagen sind als Abschätzung zu sehen, da für Standorte, wie
sie in Deutschland geplant werden, noch keine Erfahrungswerte vorliegen. Ausgehend
von den Investitionskosten der Onshore-Anlagen und einer durchschnittlichen Entfernung der derzeit geplanten Standorte ergeben sich mit den Angaben aus Tabelle A-6 ca.
2.000 €/kW. Dieser Wert findet sich auch in verschiedenen Literaturquellen (z.B.
/ENWE 04/) wieder. An Offshore-Standorten ist zudem mit einem erhöhten Wartungsund Instandhaltungsaufwand von etwa 5,5 % zu rechnen /GOB 06/.
2.1.4 Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten
Betriebswirtschaftliche Betrachtung
Die Verminderungskosten der Windkraft werden durch die Einspeisevergütung der Onbzw. Offshore-Windenergieanlagen, die eingespeiste Strommenge, die Stromgestehungskosten und den verdrängten Kohlendioxidemissionen des konventionellen Kraftwerksparks bestimmt. Die Förderung der Windstrom-Einspeisung durch das EEG senkt die
Verminderungskosten. Offshore-Windenergieanlagen werden aufgrund der schwierigeren Betriebsumstände höher gefördert. Insgesamt ergibt sich nach dieser Rechnung
durch den Ausbau der Windkraft ein technisches CO2-Einsparpotenzial von jährlich ca.
106 Mio.t, wie aus Abbildung A-24 ersichtlich. Die Verminderungskosten sind jedoch
alle positiv, wenngleich eine Einsparung durch den Offshore-Ausbau mit Verminderungskosten von lediglich 1,3 € pro Tonne erreicht werden kann. 93,9 bzw.
105 Mio. t CO2/a könnten bei Kosten unterhalb eines CO2-Zertifikatepreises von 15 €
bzw. 30 € pro Tonne eingespart werden.
31
100
80
60
40
20
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
Abbildung A-24: Betriebswirtschaftliche Betrachtung der Verminderungskosten bei
Ausbau der Windenergie
Zur Berechnung der Verminderungskosten, wie sie in Abbildung A-24 dargestellt sind,
wurden die Gestehungskosten inklusive Subventionsbeträge für On- oder Offshore-WEA
aus Tabelle A-3 regionenspezifisch bestimmt. Das Verhältnis der Stromgestehungskosten der Windkraft zu den energiespezifischen Kohlendioxidemissionen der verdrängten
konventionellen Kraftwerke ergibt die Verminderungskosten. Diese wurden nach
vermiedener Kohlendioxidemissionsmenge geordnet und aufsummiert.
Größtes Potenzial besteht bei Offshore-Windenergieanlagen und nördlichen Regionen. In
windschwächeren Regionen werden Verminderungskosten von bis zu 91 €/t erreicht.
Quasivolkswirtschaftliche Betrachtung
Bei dieser Betrachtungsweise werden staatliche Subventionen, insbesondere die Einspeisevergütung, nicht berücksichtigt (vgl. Teil I zur Methodik). Die Stromgestehungskosten werden bei dieser Betrachtung gegen die EEX-Börsenpreise gerechnet. Flankierende Effekte, wie z. B. ein Technologievorsprung oder Arbeitsmarkteffekte, bleiben
unberücksichtigt. Eine Interpretation ist somit nur quasivolkswirtschaftlich möglich.
Für den quasivolkswirtschaftlichen Ansatz liegen die Verminderungskosten aufgrund
der fehlenden Vergütung über denen der betriebswirtschaftlichen Rechnung, vgl.
Abbildung A-25.
32
120
100
80
60
Off-shore: 93,9 Mio. t/a
40
20
0
0
50
100
Abbildung A-25: Quasivolkswirtschaftliche Betrachtung der Verminderungskosten bei
Ausbau der Windenergie
Die Ergebnisse der betriebs- und quasivolkswirtschaftlichen Berechnungen sind in
Tabelle A-7 zusammengefasst.
Tabelle A-7:
Zusammenfassung
Berechnungen
der
betriebs-
und
quasivolkswirtschaftlichen
Betriebswirtschaftlich
Verdrängungsmix in gCO2/kWh
810
*)
0,8 bis 7,4
Stromgestehungskosten Offshore in ct/kWh
*)
0,1
8,6
Verminderungskosten Onshore in €/tCO2
9,8 bis 90,9
23,7 bis 104,7
Verminderungskosten Offshore in €/tCO2
1,3
34,9
Stromgestehungskosten Onshore in ct/kWh
*)
Quasivolkswirtschaftlich
7,7 bis 14,3
bei betriebswirtschaftlicher Berechnung inkl. Vergütung durch das EEG
2.1.5 Parametervariation und Sensitivitätsanalyse
Änderung der gesetzlichen Rahmenbedingungen
Der Entwurf zum Gesetz zur Neuregelung des Rechts der Erneuerbaren Energien und
damit zusammenhängender Vorschriften wurde am 5. Dezember 2007 durch das
Bundeskabinett beschlossen. Damit wird das Erneuerbare-Energien Gesetz (EEG) von
2004 abgelöst. Das alte Gesetz wurde als ein geeignetes Instrument zum Ausbau für
erneuerbare Energien im Strombereich gesehen. Gleichzeitig diente es einer nachhaltigen Entwicklung der Energieversorgung, insbesondere um Klima und Umwelt zu
schützen. Dazu sollen folgende Punkte beachtet werden:
•
•
•
•
Verringerung negativer externer Effekte der Energieversorgung,
Schonung von fossilen Energieressourcen,
Reduzierung der Abhängigkeit von Energieimporten,
Forschung und Entwicklung von neuen Technologien im Bereich erneuerbarer
Energien.
33
Eine Beibehaltung der Grundstruktur basiert auf dem Erfolg des alten Gesetzes. Mit
dem Gesetz werden Neuerungen angestrebt. Die weitreichenden Änderungen sollen den
beschlossenen Anteil erneuerbarer Energien an der Stromproduktion bis 2020 auf 25 30 % erhöhen. Dies ist eine Forderung des Kabinettbeschlusses im integrierten Energieund Klimaprogramm /IEKP 07/ von Meseberg. Das Ziel der erhöhten Stromproduktion
aus erneuerbaren Energien soll z. B. durch attraktivere Gestaltung des Repowering und
der Verbesserung der Bedingungen im Bereich der Offshore-Windenergie erreicht
werden.
Sensitivitätsanalyse
Das CO2-Verminderungspotenzial für Onshore/Offshore-Windkraftanlagen verändert
sich mit der Neuregelung zur Vergütung von Erneuerbaren Energien im Strombereich
(EEG 2007). Hierdurch lässt sich die Sensivität der Verminderungspotenziale für unterschiedliche Förderhöhen des eingespeisten Stroms überprüfen.
Die Grundvergütung beträgt 3,5 Cent pro Kilowattstunde für erzeugten Strom, bei einer
Windkraftanlage im Offshore-Bereich, nach dem Entwurf des EEG von 2007. In den
ersten zwölf Jahren der Inbetriebnahme beträgt die Vergütung zwischen 11-15 ct/kWh.
Die Grundvergütung für Onshore-Anlagen beläuft sich auf 5,02 Cent pro Kilowattstunde. In den ersten fünf Jahren der Inbetriebnahme beträgt die Vergütung hierbei
7,95 Cent pro Kilowattstunde. Die Verminderungskosten im Bereich Offshore liegen bei 20 €/t CO2, wenn die höheren Vergütungssätze angewendet werden. Auf eine Differenzierung der Gebiete im Bereich des Offshore Ausbaus und die damit verbundenen
Kosten wurde aufgrund fehlender belastbarer Vergleichszahlen verzichtet /EEG 07/. Die
Kosten des Onshore erzeugten Windstroms variieren aufgrund des Windangebotes in
unterschiedlichen Gebieten zwischen 20 €/t CO2 bis ca. 100 €/t CO2.
Durch die Veränderung der Vergütungssätze verschiebt sich die gesamte Grenzverminderungskostenkurve für Windenergie in den negativen Bereich. Abbildung A-26
zeigt die veränderte Verminderungskostenkurve, wenn die Vergütung nach der Novelle
des EEG angesetzt wird.
120
100
80
60
40
20
0
-20
-40
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
Abbildung A-26: Betriebswirtschaftliche Betrachtung der Verminderungskosten bei
Ausbau der Windenergie nach EEG 2007
34
Die Sensivität der CO2-Verminderungspotenziale lässt sich nicht nur über die EEG
Vergütungssätze nachweisen, sondern auch über die Winderträge einzelner Standorte
im Onshore-Bereich. Bei obiger Rechnung wurde die Ausnutzungsdauer der WEA an den
einzelnen Standorten konstant gehalten. Dadurch wird berücksichtigt, dass auch innerhalb der einzelnen Bundesländer „gute“ Windstandorte z. T. schon belegt sind und somit
nur ertragsschwächere Gebiete für einen Ausbau zur Verfügung stehen.
Durch steigende Baugrößen der Anlagen steigt jedoch auch deren Ertrag, weil bei
größeren Nabenhöhen höhere Windgeschwindigkeiten zu erwarten sind. Tabelle A-8
zeigt die Entwicklung der Baugrößen und Leistungen im Vergleich der Baujahre 1995
und 2007. Am gleichen Standort erreicht eine Anlage doppelter Baugröße daher eine
vierfache Nennleistung und einen sechsfachen Ertrag.
Tabelle A-8:
Vergleich marktüblicher WEA /BWE 07/
Nennleistung
kW
Ertrag
kWh/a
Vollaststunden
h/a
Rotordurchmesser
m
Nabenhöhe
m
1995
500
1 Mio
2.000
40
50
2007
2.000
6 Mio
3.000
80
100
Im Falle eines Repowering – dem Ersatz einer Altanlage am selben Standort - erhöhen
sich demzufolge auch die Ausnutzungsdauern. Weder lassen sich diese Skalierungseffekte ins Unermessliche steigern, noch herrschen für die neuen Anlagen die gleichen
Standortbedingungen, dennoch soll die Ertragserhöhung für eine kurze Sensitivitätsprüfung verwendet werden.
Abbildung A-27 zeigt die Ergebnisse der betriebswirtschaftlichen Rechnung für den
(fiktiven) Fall, dass bei einem weiteren Ausbau die Ausnutzungsdauer der Neuanlagen
um den Faktor 1,5 höher ist, als im derzeitigen Bestand. Dies entspräche einer Neubauleistung von ca. 4,5 MW je WEA, ohne Berücksichtigung von notwendigen Mindestabständen zwischen den Anlagen. Die Ausnutzungsdauer der Offshore-Anlagen wurde
dabei gegenüber dem Basisfall nicht geändert.
Aufgrund des größeren Ertrages von neuen Windkrafträdern könnten somit 17,7 Mio. t
CO2-Verminderung mit negativen Verminderungskosten erzielt werden. Insgesamt
könnten jährlich 115 Mio. t CO2 bei Kosten unterhalb von Zertifikatspreisen zwischen
15- 30 €/t CO2 eingespart werden.
35
40
20
0
-20
-40
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
Abbildung A-27: Betriebswirtschaftliche Betrachtung der Verminderungskosten bei um
Faktor 1,5 erhöhter Ausnutzungsdauer
2.1.6 Fazit und Abschätzen eines praktischen Potenzials
Die Technik der Windenergieanlagen im Binnenland und in küstennahen Gewässern
stellt inzwischen eine lang erprobte Technik dar. Eine Wirtschaftlichkeitsabschätzung
für eine Einzelanlage ist mit Kenntnis des jeweiligen Standortes sehr gut möglich. Eine
eindeutige Potenzialabschätzung wird dadurch erschwert, dass innerhalb der einzelnen
Bundesländer keine Informationen über die Windhöffigkeit2 verfügbar sind /DEN 05/.
Gerade im Binnenland sind die regionalen und topographischen Gegebenheiten ausschlaggebend für die Ermittlung des Potenzials.
In dieser Studie wurde daher auf Basis der Dena-Netzstudie (/DEN 05/) und statistischer Werte zu Ausnutzungsdauern ein wirtschaftliches Potenzial abgeschätzt. Auch
wenn sich bei derzeitigen Rahmenbedingungen ausschließlich positive Verminderungskosten ergeben, könnten 105 Mio.t mit Verminderungskosten unter 30 €/t eingespart
werden. In einem abschließenden Schritt wurde eine Sensitivitätsanalyse durchgeführt,
bei der die Ausnutzungsdauern erhöht wurden. Unter diesen Voraussetzungen ist der
Bau von Windkraftanlagen von sich aus wirtschaftlich darstellbar.
Der Ausbau der Offshore-Windenergieanlagen wird sich voraussichtlich aufgrund der
technischen Unwägbarkeiten bei Bau und Betrieb der Windenergieanlagen verzögern.
Ein weiteres Hemmnis können Kapazitätsengpässe bei der Produktion von Windenergieanlagen darstellen. Bei der Errichtung von Offshore-Windparks kann nur begrenzt auf
Kenntnisse aus der Windenergienutzung an Land zurückgegriffen werden. Die Festlegung der Vergütungssätze für Offshore-Windenergieanlagen basiert hauptsächlich auf
Erfahrungen, die mit wenigen Projekten im Ausland gemacht wurden. Die Ergebnisse
wurden dann auf die Verhältnisse in Deutschland umgesetzt. Im Vergleich zu anderen
2
Windhöffigkeit: durchschnittliches Windaufkommen an einem Standort
36
europäischen Ländern liegt die aktuelle Vergütung für Strom aus Offshore-Windenergieanlagen zwischen 0,04 und 0,07 €/kWh niedriger. Technische Unsicherheiten und
mangelnde finanzielle Sicherheit werden die Erschließung des Potenzials von OffshoreWindenergieanlagen weiter verzögern.
Durch den Bau von Offshore-Windenergieanlagen ist eine Verstärkung der Übertragungsnetze im nördlichen Bundesgebiet notwendig. Die zögerlichen Genehmigungsverfahren für einen Netzausbau in den betroffenen Bundesländern zu den südlich gelegenen Verbrauchsschwerpunkten sowie geringe finanzielle Fördermaßnahmen erschweren
den Ausbau der Offshore-Windenergieanlagen zusätzlich.
2.2
Photovoltaik wird oft als einzige Möglichkeit gesehen, eine regenerative Vollversorgung
zu erreichen /QUA 99/, /QUA 00/. Angesichts begrenzter Ausbaupotenziale bei den
anderen Erneuerbaren, speziell bei Wasserkraft, aber auch Onshore-Windenergie,
Geothermie oder Biomasse, erscheint die Vorhersage eines großen Wachstumspotenzials
für Photovoltaik plausibel. Viele potenzielle Standorte in Deutschland erreichen eine
ausreichend hohe Anzahl an Sonnenstunden, um aus technischer Sicht einen Beitrag
zur Bedarfsdeckung leisten zu können.
Dieses Projekt beschränkt sich dabei auf die Betrachtung von Aufdach-Anlagen. Im
Gegensatz zu Freiflächenanlagen bzw. PV-Parks haben diese eine höhere Akzeptanz, da
sie bspw. nicht zur Bodenversiegelung beitragen. Gleichzeitig haben sie einen höheren
Ertrag als Fassadenmodule.
2.2.1 Situation
Die installierte Photovoltaikleistung und die zugehörige Stromerzeugung in Deutschland
ist in ihrem zeitlichen Verlauf in Abbildung A-28 dargestellt. Nicht zuletzt aufgrund
der starken indirekten Subvention durch das Erneuerbare Energien Gesetz /EEG 04/ hat
sich die installierte Modulanzahl in den letzten Jahren stark erhöht. Mit einer Erzeugung von etwa 2.000 GWh erreicht PV damit einen Anteil von 0,31 % an der gesamten
Bruttostromerzeugung im Jahr 2006.
37
10.000
Erzeugung in GWh/
installierte Leistung in MW
peak
Erzeugung
installierte Leistung
1.000
100
10
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
19
95
1
Abbildung A-28: Entwicklung der installierten PV-Leistung und Erzeugung in
Deutschland /BMWI 07a/
2.
53
5,
6
3.000
4,
7
2.500
6,
0
1.
81
2.000
1.
25
1.500
,6
88
77
69
69
,1
,4
500
,6
12
5,
8
15
4,
9
19
9,
9
28
8,
5
40
1,
4
55
7,
8
75
9,
0
1.000
06
20
05
20
04
20
03
20
01
02
20
20
00
20
98
99
19
19
97
19
96
19
95
19
19
19
94
0
93
weltweite Produktionskapazität in MW Peak pro Jahr
Bedingt durch die weltweit starke Nachfrage haben sich auch die Produktionskapazitäten für Silizium, Wafer und PV-Module nahezu exponentiell entwickelt. Da Deutschland
in der Welt mit einem Marktanteil von 58 % den Spitzenplatz einnimmt /FAW 07/,
haben sich auch viele führende Hersteller in Deutschland etabliert. Aber auch in China
wurden in den letzten Jahren neue Unternehmen gegründet, die auf den Weltmarkt
drängen. Den Verlauf der Produktionskapazität der letzten Jahre zeigt
Abbildung A-29.
Abbildung A-29: Entwicklung der weltweiten Produktionskapazitäten für PV-Module
/EUR 07/
38
EEG-Vergütung für Photovoltaik
Die Vergütung zur Einspeisung regenerativer Energie ist im Gesetz für den Vorrang
erneuerbarer Energien geregelt /EEG 04/. Regelungen für Photovoltaik finden sich in
§11 dieses Gesetzes. Es wird zugesichert, dass der bereitgestellte Strom für einen Zeitraum von 20 Jahren mit einem fixen Betrag vergütet wird. Die Vergütung ist abhängig
von der Art der Anlage (Dach-, Fassaden- oder Freiflächenanlage), der installierten
Leistung und dem Baujahr. Nach §11 (1) EEG wird jede Kilowattstunde Energie, die mit
Photovoltaik erzeugt wurde, mit 0,457 € vergütet. Bei Dach- und Fassadenanlagen
können höhere Vergütungen erzielt werden. Die folgenden Vergütungen beziehen sich
auf das Jahr 2004 und nehmen für jedes Jahr, das die Anlage später in Betrieb genommen wird, um 5 % ab. Es erfolgt eine Einteilung in die Leistungsklassen bis 30 kW, über
30 kW und über 100 kW. Diese Einteilung gilt sowohl für Dachflächen- als auch Fassadenanlagen. Für Dachflächen liegt die Vergütung für 2004 bei kleinen Anlagen mit einer
installierten Leistung von weniger als 30 kW bei 0,574 €/ kWh, bei einer Leistung von
mehr als 30 kW bei 0,546 €/ kWh und bei großen Anlagen mit einer Leistung von mehr
als 100 kW bei 0,540 €/ kWh. Die Vergütung für Fassadenanlagen ist generell etwas
höher. So wird der Strom einer Fassadenanlage mit einer Leistung kleiner 30 kW mit
0,624 €/ kWh, bei einer größeren Leistung mit 0,596 €/ kWh und bei einer Leistung
größer 100 kW mit 0,590 €/ kWh vergütet. Die Vergütungen sind in Tabelle A-9 zusammenfassend dargestellt.
Tabelle A-9:
Übersicht über die EEG-Vergütung für PV für das Jahr 2005 /EEG 04/
installierte Leistung
bis 30 kW
über 30 kW
über 100 kW
Vergütung des PV- Stroms in €/ kWh
Basisvergütung: 0,457
Fassadenanlage
Dachanlage
0,624
0,574
0,594
0,546
0,590
0,540
Definition Solarstrahlung
Die Solarstrahlung, die auf die Erdatmosphäre trifft, wird als extraterrestrische Strahlung bezeichnet. Sie beträgt 1.367 W/m². Diese Strahlung erreicht nicht die Erdoberfläche, denn durch Reflexion, Absorption und Streuung in und an der Atmosphäre verringert sich dieser Wert auf rund 1.000 W/m². Diesen auf der Erde nutzbaren Anteil - die
Globalstrahlung - setzt sich wiederum aus einem direkten und einem diffusen Anteil
zusammen.
Abbildung A-30 zeigt die Energiebilanz der Erde, ausgehend von der extraterrestrischen Strahlung bis zur Rückstrahlung ins Weltall. Für die photovoltaische Nutzung
steht der Anteil von 51,6 % zur Verfügung, der nach der Reflexion und Wärmeaufnahme
durch die Lufthülle auf der Erdoberfläche auftrifft.
39
Abbildung A-30: Energiebilanz der Erde /KRE 84/
Die direkte Strahlung ist der gerichtet aus der Sonne kommende Anteil der Solarstrahlung, während die diffuse Strahlung keine definierte Richtung hat. Die diffuse Strahlung
setzt sich wiederum aus einem himmelsdiffusen Anteil und einem Anteil aus Bodenreflexionen zusammen.
Es lässt sich feststellen, dass an Tagen mit niedriger Globalstrahlung der diffuse Anteil
meist überwiegt und bis zu 100 % entsprechen kann, während an Tagen mit hoher
Globalstrahlung der direkte Anteil deutlich überwiegt /QUA 07/.
Funktionsweise einer Photovoltaikzelle
Die Funktionsweise einer Solarzelle basiert auf dem so genannten Photoeffekt. Dieser
beschreibt den Übergang eines Elektrons vom Valenzband (oberstes vollständig mit
Elektronen gefülltes Band) in das Leitungsband (nächst höheres teilweise gefülltes oder
vollständig leeres Band) unter Einwirkung von der Energie des Lichts. Die Energiedifferenz zwischen diesen beiden Bändern wird als Bandlücke bezeichnet.
Bei Halbleitern, die für die Photovoltaik entscheidend sind, ist das Leitungsband unbesetzt und die Bandlücke beträgt maximal 5 eV. Durch die geringe Bandlücke ist die
Energie eines Photons ausreichend, um ein Elektron vom Valenz- in das Leitungsband
anzuheben.
Das am häufigsten für Solarzellen verwendete Element Silizium muss, um es in einen
Halbleiter zu überführen, zunächst dotiert werden. Man unterscheidet zwischen n- und
p-Dotierung. Ersteres bezeichnet das Einbringen eines so genannten Donators, welcher
ein Valenzelektron mehr besitzt, so dass ein Elektron frei zur Verfügung steht. Bei der
p-Dotierung handelt es sich im Gegenzug um die Einbringung eines Akzeptors, welcher
ein Valenzelektron weniger als das Silizium hat. Durch das Fehlen von Elektronen im
Gitter entstehen Löcher.
40
Der n- dotierte und der p- dotierte Halbleiter bilden, wenn man sie in Kontakt bringt,
einen pn-Übergang, bei dem die Elektronen vom n-Gebiet ins p-Gebiet und die Löcher
vom p- Gebiet ins n- Gebiet diffundieren. In der Übergangszone bildet sich die so genannte Raumladungszone. Durch die Energie eines Photons wird ein Elektron in der
Raumladungszone vom Valenz- in das Leitungsband angehoben, so dass dieses in das nGebiet und das entstehende Loch in das p-Gebiet wandert. Der Stromkreis wird dann
über einen elektrischen Verbraucher geschlossen. /QUA 07/
Die Funktionsweise ist in Abbildung A-31 graphisch dargestellt.
Abbildung A-31: Funktionsweise einer Solarzelle nach /LOE 07/
Typen von Solarzellen
Zurzeit werden drei Solarzellenarten in der Praxis eingesetzt: Die monokristalline, die
polykristalline und die Dünnschichtzelle. Die folgenden Beschreibungen dieser Typen
basiert auf /QUA 07/, /LCI 04/.
In monokristallinen Siliziumzellen sind alle Kristalle gleich ausgerichtet. Diese sind
in der Herstellung allerdings aufwendiger, da sie aus polykristallinem Silizium durch
Impfen gewonnen werden müssen.
Bei polykristallinen Siliziumzellen sind die Kristalle nicht alle gleich ausgerichtet, so
dass Korngrenzen entstehen, die Verluste verursachen und somit zu einem niedrigeren
Wirkungsgrad führen.
Bei der Dünnschichtzelle (Beispiel: amorphes Silizium) werden auf einen Träger aus
Glas die Kontakte, die p- Schicht, das amorphe Silizium und die n- Schicht aufgedampft,
so dass diese Zellen ca. um den Faktor 100 dünner sind als kristalline Solarzellen.
Neben Zellen aus amorphem Silizium gibt es auch Zellen aus CdTe oder CIS- Zellen
(CuInSe2).
Theoretisches Potenzial
Ausgehend von einem Vergleich unterschiedlicher Potenzialanalysen für Photovoltaik
/PHO 02/ kann zunächst auf die Dachflächen in Deutschland zurückgerechnet werden.
Diese 3.352 km² geben das Flächenpotenzial vor. Dabei ist bereits berücksichtigt, dass es
aufgrund verschiedener Restriktionen nicht die gesamte Dachfläche genutzt werden
kann. Auf diese Restriktionen wird bei der Herleitung des technischen Potenzials näher
eingegangen.
41
Das technische Potenzial ist eine Teilmenge des theoretischen Potenzials und dementsprechend durch alle Dachflächen in Deutschland repräsentiert, die für Photovoltaik
unter Berücksichtigung technischer Restriktionen nutzbar sind.
Zunächst soll bestimmt werden, welcher Anteil für die Installation von Photovoltaik zur
Verfügung steht. Explizite Statistiken über Dachflächen in Deutschland existieren nicht.
Aus diesem Grund muss auf anderem Weg versucht werden, die Dachfläche
abzuschätzen. Es wurden zunächst folgende Ansätze verfolgt, die jedoch zu keinem
Ergebnis geführt haben:
•
•
•
Über die versiegelte Fläche:
Von der versiegelten Fläche könnte über empirische Faktoren auf die Grundflächen der Gebäude geschlossen werden, so dass darüber die Dachflächen
abgeschätzt werden können. Es sind allerdings keine Statistiken über die
versiegelte Fläche verfügbar. Zudem existieren unterschiedliche Definitionen für
versiegelte Fläche.
Über das Bauland:
Bauland bezeichnet das gesamte Grundstück, auf dem ein Gebäude errichtet
werden darf. Ein Verhältnis von Grund- zu Baufläche kann nicht eindeutig und
allgemeingültig festgelegt werden.
Über die Siedlungs- und Freiflächen:
Es existiert kein Verteilschlüssel dieser statistischen Flächenangabe auf die einzelnen Bestandteile, Siedlungs- und Freiflächen.
Da diese Ansätze nicht zu den gewünschten Ergebnissen führen, wird die für Photovoltaik nutzbare Dachfläche nach /PHO 02/ herangezogen. Dabei handelt es sich um
838 km² Dachflächen der Gebäude mit einer reinen Südausrichtung.
Bei Dachflächen mit einer Ausrichtung von -45° bis +45° bezogen auf Süden, können
100 % der Einstrahlung genutzt werden. Generell kann jedoch davon ausgegangen
werden, dass alle Dachflächen für die Installation geeignet sind, auf die mindestens
85 % der Einstrahlung auftrifft. Die durchschnittliche Dachneigung und damit auch
Neigung der Solarmodule wird auf 40° festgelegt. Unter dieser Voraussetzung eignen
sich alle Dächer mit einer Ausrichtung von -81,5° bis 76,5° bezogen auf Süden für Photovoltaik. Da von einer Gleichverteilung der Dachflächen ausgegangen werden kann,
ergibt sich die für Photovoltaik nutzbare Gesamtfläche zu ca. 1.471 km². Dies entspricht
ca. 44 % der gesamten Dachfläche. Bei dieser Fläche sind bereits folgende Restriktionen
nach /KAL 93/ enthalten:
•
•
•
Ein Teil der Fläche steht für die Installation von Photovoltaik nicht zur
Verfügung, da sie bereits für Kamine, Dacherker, Lüftungsschächte,
Dachfenster, Antennenanlagen, Ausstiegsluken u. ä. verwendet wird.
Bei industriell genutzten Gebäuden verringert sich die nutzbare Dachfläche zusätzlich, da diese für Dachbebauungen, zusätzliche Oberlichter, überproportional
ansteigenden Lüftungsschachtbedarf oder andere technische Einbauten genutzt
wird.
Durch Abschattungseffekte und Denkmalschutz wird das Flächenpotenzial
weiter reduziert.
42
•
Bei Flachdächern gibt es keine Einschränkung der Nutzung durch die
Ausrichtung des Daches, doch muss hier berücksichtigt werden, dass ein
Mindestabstand der Module eingehalten werden muss, um Abschattungsverluste
durch die Module selbst zu vermeiden.
Die für die Installation von Photovoltaik geeignete Dachfläche in Deutschland beträgt
somit 1.471 km². Hierbei ist jedoch noch nicht berücksichtigt, dass bereits ein Teil dieser
Dachflächen für Photovoltaik genutzt wird und somit für einen Ausbau der Photovoltaik
nicht mehr zur Verfügung steht. Auch auf Dachflächen, auf denen schon solarthermische
Anlagen installiert sind, kann keine Photovoltaik angebracht werden.
Laut /BMWi 07c/ wurden 2005 für solarthermische Anlagen ungefähr 7,2 km² Dachfläche verwendet. Für die Photovoltaik liegen keine Statistiken über die bebauten
Flächen vor. Deshalb wird die verwendete Fläche aus der installierten Leistung nach
/PHO 06/ abgeleitet. Die installierte Leistung liegt für jedes Bundesland vor. Insgesamt
war 2005 eine Leistung von 1,9 GW installiert. Vergleicht man die flächenspezifischen
Leistungen von Solarmodulen verschiedener Hersteller, so ergibt sich im Mittel ein Wert
von 118 W/m². Ausgehend von dieser flächenspezifischen Leistung wurden im Jahr 2005
bereits Dachflächen von ca. 16 km² für Photovoltaik genutzt. Unter der Annahme, dass
keine weiteren sonstigen Einschränkungen vorliegen, ergibt sich ein Dachflächenpotenzial für Photovoltaik von 1.448 km².
Um zu bestimmen, welche Strommenge mit Photovoltaik erzeugt werden kann, wird von
der Globalstrahlung ausgegangen. Abbildung A-32 zeigt die Globalstrahlung des
Jahres 2005 für Deutschland. Die Jahressummen sind farblich gekennzeichnet, die
Globalstrahlung nimmt von grün eingefärbten Gebieten bis zu dunkelrot eingefärbten
Gebieten zu. Dabei schwanken die Werte zwischen jährlich 960 kWh/m² im Westerwald
(dunkelgrün eingefärbt) und 1.220 kWh/m² in München (dunkelrot eingefärbt.).
Zusätzlich sind in der Karte die sechs Referenzgebiete aus Tabelle A-10 eingezeichnet.
Diese geben die räumliche Lage an, die für die spätere Berechnung eines Lastganges
notwendig ist. Die Auswahl orientiert sich weniger an den Flächenschwerpunkten, als
an den Besiedelungsschwerpunkten, die ein Indikator für die Dachflächen sind.
Tabelle A-10: Festgelegte Referenzgebiete
Referenzstandort
Gebiet
Bremen
Waren (Landkreis Müritz)
Düsseldorf
Leipzig
Stuttgart
München
1
2
3
4
5
6
Längengrad
Breitengrad
in ° östl. Länge in ° nördl. Breite
8,81
53,08
12,68
53,52
6,78
51,23
12,38
51,33
9,18
48,78
11,57
48,14
43
2
1
4
3
5
6
Abbildung A-32: Jahressumme der Globalstrahlung /DWD 06/,
/eigene Ergänzungen/
Wegen der großen Bandbreite der Globalstrahlung werden die Dachflächen auf Landkreise bzw. kreisfreie Städte aufgeteilt, welchen wiederum Einstrahlungswerte zugeordnet werden können. Das Vorgehen für die Aufteilung der Dachflächen ist in
Abbildung A-33 graphisch dargestellt.
44
Flächenpotenzial
Dachfläche in D
- Flächenausrichtung + Restriktionen
- installierte Solarthermie
- installierte Photovoltaik
Geeignete Dachfläche in D
Verteilung
Flächenanteil des Bundeslandes an
der Gesamtfläche Deutschlands
Geeignete Dachfläche der Bundesländer
Verteilung der Dachflächen nach
Einwohnerzahl und Flächenanteil am
Bundesland
Geeignete Dachfläche der kreisfreie Städte und Landkreise
Abbildung A-33: Methodisches Vorgehen zur Potenzialermittlung
Zunächst wird die Dachfläche auf die 16 Bundesländer verteilt. Basis dieser Verteilung
ist der Flächenanteil am Bundesgebiet. So liegen beispielsweise in Bayern entsprechend
der Bodenfläche 16 % der Dachflächen. Von den Dachflächen der Bundesländer ausgehend, werden diese dann auf die 313 Landkreise und 118 kreisfreien Städte in Deutschland verteilt.
Dazu wurden drei Ansätze miteinander verglichen:
•
•
•
Verteilung gemäß der Einwohnerzahl,
Verteilung gemäß der Fläche der Landkreise und Städte,
oder Verteilung gemäß der Einwohnerzahl und der Fläche.
In Abbildung A-34 sind die drei möglichen Varianten exemplarisch für das Bundesland
Schleswig-Holstein dargestellt.
Bei Verteilung nach der Einwohnerzahl wird den Städten überproportional viel Dachfläche zugeordnet, da der Großteil der Bevölkerung in der Stadt und nicht auf dem Land
lebt. Hierbei wird jedoch nicht berücksichtigt, dass auf dem Land die meisten Häuser
ein- bis zweigeschossig sind, während die Geschosszahl der Häuser in der Stadt deutlich
darüber liegt. Deshalb gibt es pro Stadtbewohner weniger Dachfläche als pro Landbewohner.
Wird die Fläche der Städte bzw. Landkreise als Verteilschlüssel gewählt, führt dies zu
einer Übervorteilung der Landkreise. Beispielsweise hat die Stadt Kiel deutlich mehr
Einwohner als der Landkreis Nordfriesland. Wird hier allerdings die Dachfläche nach
der Fläche verteilt, so wird dem Landkreis eine 16-mal so große Dachfläche zugeteilt wie
Kiel.
Daher werden beide Größen bei der Verteilung der Dachflächen berücksichtigt. Dazu
wird der Mittelwert aus dem Anteil der Dachfläche, der Verteilung nach Einwohnern
und der Verteilung nach der Fläche gebildet und dient als weitere Berechnungsgrundlage.
45
Dachfläche in km²
10
nach Einwohnern
nach Fläche
8
nach Fläche und Einwohner
6
4
2
Stormarn
Segeberg
Neumünster
Herzogtum
Lauenburg
Pinneberg
Plön
Ostholstein
Lübeck
Kiel
Flensburg
Nordfriesland
Dithmarschen
Steinburg
0
Stadt/ Landkreis
Abbildung A-34: Aufteilung der Dachfläche auf Landkreise und kreisfreie Städte für
Schleswig-Holstein
Um einen Lastgang zu ermitteln, wird jedem Landkreis und jeder kreisfreien Stadt in
einem nächsten Schritt ein Referenzgebiet nach Tabelle A-10, eine TRY-Region sowie ein
Wert für die Globalstrahlung nach /DWD 06/ zugeordnet. Testreferenzjahre (TRY) des
deutschen Wetterdienstes sind Datensätze ausgewählter meteorologischer Elemente für
jede Stunde eines Normaljahres. Der Bezugszeitraum entspricht der international
vereinbarten Referenzperiode (1961 bis 1990) der World Meteorological Organisation
(WMO). Sie liefern die klimatologischen Randbedingungen für Simulationsrechnungen
auf stündlicher Basis. Mit ihrer Hilfe kann die jährliche Globalstrahlung in einen
stündlichen direkten und diffusen Anteil aufgeteilt werden. Damit stehen die notwendigen Informationen zur Verfügung, um für die 117 verschiedenen Typregionen die stündliche Einstrahlung auf die Dachfläche nach DIN 5034 zu simulieren. Dabei fließt auch
die Gebäudeausrichtung ein, so dass jeder Lastgang der Einstrahlung aus 159 Einzellastgängen besteht.
Das technische Ausbaupotenzial für Photovoltaik ergibt sich aus dem elektrischen
Summenlastgang aller Typregionen. Dieser wird aus dem zuvor berechneten Verlauf der
diffusen und direkten Einstrahlung und den technischen Parametern der Anlagen
abgeleitet.
Für die angesetzten Zellwirkungsgrade wurde eine Datenbank mit 1.548 käuflich erwerbbaren Anlagen verschiedener Hersteller /SMA 07/ ausgewertet. Die Häufigkeitsverteilung der Wirkungsgrade in Abbildung A-35 zeigt, dass der Modalwert der Verteilung
bei 12,5 % liegt.
46
300
Anzahl der Stichprobe
250
200
150
100
50
0
3
4
5
6
7
8
9
10 11
12 13
14 15
16 17
18
Zellwirkungsgrad in %
Abbildung A-35: Häufigkeitsverteilung der Zellwirkungsgrade /SMA 07/
Zur Simulation wurde daher eine Anlage mit einer Peakleistung von 125 W/m² herangezogen. Die Peakleistung entspricht der Nennleistung eines Moduls unter Standardbedingungen, d. h. einer Bestrahlungsstärke von 1.000 W/m² bei senkrechtem Lichteinfall
sowie einer Temperatur der Zellen von 25 °C. Die tatsächlich auftretende Leistung kann
auch über der Nennleistung der Module liegen. Zusätzliche Verluste von etwa 15 %
entstehen durch den Wechselrichter und Leitungsverluste.
Abbildung A-36 zeigt den simulierten Summenlastgang der Photovoltaik sowie den
Lastgang der allgemeinen Versorgung. Insgesamt lässt sich auf der verfügbaren Dachfläche eine Leistung von etwa 152 GWpeak installieren. Wie erwartet ist die Erzeugungsleistung im Sommer am Höchsten bei ca. 154 GW. Insgesamt ließen sich mit dieser
Leistung etwa 176 TWh an Strom erzeugen. Allerdings kommt es bei derart starkem
Ausbau zu einer deutlichen Überdeckung des Verbraucherlastganges von bis zu 300 %.
Nur der Anteil des PV-Erzeugungsganges unterhalb des Lastganges kann genutzt
werden. Das Integral über der Zeit ergibt eine bei Maximalausbau nutzbare Erzeugung
von etwa 141 TWh entsprechend einem solaren Deckungsbeitrag von 27,9 %.
PV-Leistungsgang
Verbraucherlast
Leistung/Last in GW
140
120
100
80
60
40
20
0
1.000
2.000
3.000
4.000 5.000
Stunde
6.000
7.000
Abbildung A-36: Photovoltaik-Lastgang und Verbraucherlastgang
8.000
47
Verdrängungsmix in g/kWh
Die Referenz für die verdrängten CO2-Emissionen wird mit Hilfe des VerdrängungsmixTools nach dem im Methodikbereich erläuterten Verfahren berechnet. Da die Leistung
sehr stark variiert, ist in Abbildung A-37 eine Sensitivitätsanalyse des Verdrängungsmixes bezüglich des Ausbaugrades dargestellt.
830
820
810
800
790
780
770
0
0,03
0,06
0,09
0,12
0,15
0,18
0,21
0,24
0,27
Ausbau in % des technischen Potenzials
Abbildung A-37: CO2-Verdrängungsmix für PV-Strom
Wie erwartet, ist der Verdrängungsmix bei geringem Ausbau mit ca. 794 gCO2/kWh
niedriger als beispielsweise der KWK-Verdrängungsmix. Da PV nur tagsüber Strom ins
Netz einspeist, wird öfter auch Spitzenlaststrom und damit Gas verdrängt. Bei weiterem
Ausbau wird zunehmend Erzeugung aus Steinkohle- und Braunkohlekraftwerken
verdrängt. Bei etwa 830 gCO2/kWh ist das Maximum erreicht, danach sind auch Kernenergie sowie sonstige Energien von der Verdrängung betroffen. Für die weitere Rechnung wird für die Photovoltaik von einem durchschnittlichen CO2-Verdrängungsmix von
814 gCO2/kWh ausgegangen.
Für die Wirtschaftlichkeitsbewertung zur Potenzialanalyse werden die Investitionen
und Betriebskosten der PV-Anlage der Vergütung nach EEG gegenübergestellt. Es wird
von Dachflächenanlagen mit einer Leistung von bis zu 30 kW ausgegangen. Für 2005,
das Basisjahr der Betrachtung, ergibt sich unter Berücksichtigung der Degression damit
eine Vergütung des PV-Stromes von 54,53 ct/kWh.
Tabelle A-11 zeigt die für die Wirtschaftlichkeitsberechnung verwendeten Rahmendaten der Maßnahme „PV-Ausbau“.
48
Tabelle A-11: Wirtschaftliche Rahmendaten der PV
Investionen in €/kW (Modul, Wechselrichter, Befestigungsmaterial)
Versicherung p.a. (bezogen auf Anlagenneuwert):
Wartung & Instandhaltung (Rücklage) p.a.:
1. & 2. Jahr
(ebenfalls bezogen auf Anlagenneuwert)
3. - 5. Jahr
6. - 20. Jahr
Zinssatz in %
Lebensdauer in a
angesetzte Vergütung in ct/kWh
4.500
0,17%
0,50%
0,70%
1,00%
10
20
55
2.2.4 Wirtschaftlichkeits- und Leistungsbetrachtung
Ausgehend vom Gesamtlastgang der Photovoltaikeinspeisung wird untersucht, in wie
weit das technische Potenzial unter wirtschaftlichen Gesichtspunkten genutzt werden
kann.
In Abbildung A-38 ist dargestellt, wie die Investitionskosten der PV-Anlagen die
Stromgestehungskosten unter den gegebenen Rahmenbedingungen, d. h. 10 % Zins und
einer Lebensdauer von 20 Jahren, beeinflussen. Die senkrechte Linie gibt die heute
üblichen Investitionskosten von 4.500 €/kW an. Sinken die Kosten für die Module bspw.
durch Lerneffekte, gehen auch die Stromgestehungskosten für PV-Strom zurück. Der
Durchschnitt liegt bei heutigen Modulpreisen und dem angenommenen Zinssatz bei
etwa 58 ct/kWh. An Standorten mit hohem solarem Ertrag liegen sie darunter bei etwa
53 ct/kWh, an ungünstigen Standorten erreichen sie ca. 68 ct/kWh. Die Bandbreite ist
durch die gestrichelten Linien vorgegeben.
Unter den festgelegten Rahmenbedingungen erreichen lediglich die guten Standorte
Stromgestehungskosten unterhalb der EEG-Vergütung für PV-Strom. Für schlechte
Standorte liegt der Schnittpunkt zur Wirtschaftlichkeit erst bei etwa 3.600 €/kW. Um
gegen den Haushaltsstrompreis konkurrieren zu können, müssten die Systempreise auf
etwa 1.500 €/kW sinken. Erst dann wäre eine Selbstversorgung mit Photovoltaik wirtschaftlich vergleichbar.
49
Stromgestehungskosten in €/kWh
1,00
Stromgestehungskosten
0,90
EEX-Preis
0,80
PV-Vergütung
0,70
Haushaltsstrompreis
0,60
0,50
0,40
0,30
0,20
0,10
0
50
0
50
1.
0
50
2.
0
50
3.
0
50
4.
5.
50
0
0,00
Investitionskosten in €/kW
Abbildung A-38: Variation der Stromgestehungskosten über der Investition
Da bei Vollausbau, wie in Kapitel 2.2.2 gezeigt, technische Beschränkungen für die
Stromeinspeisung bestehen, werden nachfolgend drei Ausbauvarianten analysiert.
Variante 1 - Vollausbau:
Das gesamte technische Potenzial wird umgesetzt. Auf allen verfügbaren Dachflächen in
Deutschland wird Photovoltaik installiert. Um eine Überdeckung und Überlastung der
Netze zu vermeiden, wird festgelegt, dass Photovoltaikanlagen abgeschaltet werden,
sobald die bereitgestellte Leistung die nachgefragte Last übersteigt.
Diese Vorgehensweise hat jedoch zur Folge, dass keine Photovoltaikanlage wirtschaftlich
betrieben werden kann. Denn in Regionen mit geringer Einstrahlung lohnt sich eine
Photovoltaikanlage sogar dann nicht, wenn sie ununterbrochen zur Stromerzeugung
genutzt wird. Durch den Abschaltzwang der Anlagen erreichen zudem Anlagen, die
prinzipiell wirtschaftlich betrieben werden können, nicht die Ausnutzungsdauer, die für
einen wirtschaftlichen Betrieb notwendig ist.
Variante 2 - Teilausbau gemäß der Einspeiseleistung:
Der Gesamtlastgang bei Vollausbau wird in dieser Variante rechnerisch so weit reduziert, dass die maximale Leistung den Restlastgang nicht überschreitet. So können
lediglich 28,4 % der Dachflächen deutschlandweit genutzt werden, wenn zu keiner Zeit
eine Photovoltaikanlage abgeschaltet werden soll. Allerdings kann es wirtschaftlich
sinnvoll sein, mehr Leistung zu installieren, als diese Variante zulässt.
Abbildung A-39 zeigt die geordnete Jahresdauerlinie der PV-Stromerzeugung. Nur in
sehr wenigen Stunden im Jahr wird die Maximalleistung erreicht. Wird nun eine höhere
Leistung installiert, muss zwar auf einen Teil der Erzeugung verzichtet werden, der
Zugewinn an Erzeugung wiegt diesen Nachteil allerdings wieder auf. Die daraus resultierende Verschiebung der Jahresdauerlinie ist durch die Pfeile dargestellt.
50
100%
PV-Leistung
80%
60%
40%
20%
0%
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
Stunden im Jahr
Abbildung A-39: Geordnete Jahresdauerlinie der PV-Stromerzeugung
Variante 3 - Ökonomisch idealisierter Ausbau:
In der abschließend betrachteten Variante wird dem Umstand Rechnung getragen, dass
nur in sehr wenigen Stunden im Jahr die Peakleistung erreicht wird. Es wird ein wirtschaftliches Optimum gesucht, das zwischen Variante 1 und Variante 2 liegt. Da ein
Ausbau nicht in allen Regionen Deutschlands unter den gesetzten Rahmenbedingungen
wirtschaftlich darstellbar ist, wird der Gewinn der wirtschaftlichsten Region als
Führungsgröße verwendet. Deren Annuität wird durch Parametervariation maximiert,
d. h. es wird das wirtschaftliche Optimum zwischen installierter Leistung und möglicher
Erzeugung ermittelt. Mit dieser Zielgröße ergibt sich ein Ausbaufaktor von ca. 37 %,
d.h., dass deutschlandweit in jeder Region auf 37 % der technisch verfügbaren Dachflächen Photovoltaik installiert wird.
Das Ergebnis zeigt Abbildung A-40. Als Vergleichslastgang für den Ausbau wird dabei
nicht der Verbraucherlastgang verwendet. Dieser wird zum Teil durch nicht verdrängbare „must-run“-Anlagen bereitgestellt. Daher wird ein Restlastgang gebildet, der um
die Erzeugung aus Wasser- und Windkraft reduziert ist. Insgesamt kann in dieser
Variante eine Leistung von 56,2 GWpeak installiert werden. Dadurch könnten 65,2 TWh
erzeugt werden, wovon allerdings nur 65 TWh genutzt werden können. Bei einer
Stromerzeugung von etwa 506 TWh in 2005 entspricht dies einem solaren Deckungsbeitrag von 12,8 %.
51
80
Leistung/Last in GW
70
60
50
40
30
20
10
0
1.000
2.000
3.000
4.000
Lastgang der allgemeinen Erzeugung
PV-Leistungsgang
5.000
6.000
7.000
8.000
Restlastgang (o. Wasser und Wind)
Abbildung A-40: Resultierender PV-Lastgang bei wirtschaftlich optimiertem Ausbau
2.2.5 Ableiten eines wirtschaftlichen Potenzials
Für jede der 117 betrachteten Typregionen können die Verminderungskosten berechnet
und graphisch dargestellt werden. In Abbildung A-41 sind die Ergebnisse aufbereitet.
Bei dem angenommenen Ausbau der Photovoltaik können maximal ca. 54 Mio. t CO2
jährlich eingespart werden. Wirtschaftlich kann jedoch lediglich ein Potenzial von
3,6 Mio. t/a erschlossen werden. Dies entspricht einer Jahreserzeugung von ca. 4,4 TWh
bzw. einem solaren Deckungsbeitrag des Stromverbrauchs von etwa 0,9 %.
200
150
100
50
0
-50
0
10
20
30
40
Abbildung A-41: Verminderungskostenkurve für PV-Ausbau
50
52
Abbildung A-42 zeigt die kumulierten CO2-Verminderungskosten für den Ausbau der
Photovoltaik. Wird das wirtschaftliche Potenzial von 3,5 Mio. t erschlossen, so kann ein
Ertrag von 33 Mio. € jährlich erwirtschaftet werden.
Verminderungskosten in Mrd.€/a
2,4
1,9
1,4
0,9
0,4
-0,1
0
10
20
30
40
50
Abbildung A-42: Kumulierte jährliche Verminderungskosten
Für die quasivolkswirtschaftliche Betrachtung werden die Stromgestehungskosten der
Photovoltaik den EEX-Börsenpreisen als Indikator für die Stromgestehungskosten im
Kraftwerkspark gegenübergestellt. Durch die große Differenz entstehen, wie in
Abbildung A-43 gezeigt, sehr hohe Verminderungskosten. So kostet es etwa 550 € bis
770 €, um eine Tonne CO2 einzusparen. Zu beachten ist jedoch, dass der Ausbau in der
Realität nicht systematisch geschieht. Bei vollständiger Erschließung müssten jährlich
ca. 35,7 Mrd. € aufgebracht werden.
800
750
700
650
600
550
0
10
20
30
40
50
Abbildung A-43: Quasivolkswirtschaftliche Betrachtung der Photovoltaik
53
2.2.6 Fazit und Abschätzung eines praktischen Potenzials
Die Wirtschaftlichkeitsrechnung zur Berechnung des wirtschaftlichen Potenzials basiert
auf dem für den Umwandlungssektor einheitlich angenommenen Zinssatz von 10 %. Da
PV-Anlagen allerdings überwiegend von privaten Investoren finanziert sind, wird eine
Sensitivitätsanalyse mit einem Zinssatz von 5 % durchgeführt.
Wie in Abbildung A-44 dargestellt, werden die Stromgestehungskosten der Photovoltaik dadurch deutlich geringer. So ist auch die Installation in Regionen mit niedriger
solarer Einstrahlung bei derzeitiger Vergütung wirtschaftlich darstellbar. Bei Systempreisen (Modul, Wechselrichter und Installation) um 2.000 €/kW kann der Haushaltsstrompreis erreicht werden.
Stromgestehungskosten in €/kWh
1,00
Stromgestehungskosten
0,90
EEX-Preis
0,80
PV-Vergütung
0,70
Haushaltsstrompreis
0,60
0,50
0,40
0,30
0,20
0,10
0
50
0
50
1.
0
50
2.
0
50
3.
0
50
4.
5.
50
0
0,00
Investitionskosten in €/kW
Abbildung A-44: Stromgestehungskosten der PV bei einem Zinssatz von 5 %
Für Investoren, insbesondere Privatanleger, kann die Geldanlage in Photovoltaik unter
Umständen auch interessant sein, wenn dadurch die Steuerlast gesenkt werden kann.
Der direkte Gewinn aufgrund der Vergütung steht dabei nicht im Vordergrund.
Zusammenfassend lässt sich das Ausbaupotenzial für die Photovoltaik wie folgt beschreiben:
•
•
•
Bei einem Ausbau des Potenzials auf alle verfügbaren Dachflächen in
Deutschland kommt es zu einem hohen Leistungsüberschuss. Daraus lässt sich
schließen, dass es schon vor einem derart starken Ausbau regional zu
Netzengpässen kommen kann.
Die Wirtschaftlichkeit der Anlagen hängt stark von der Vergütung ab. Die
Vorgabe des EEG, erneuerbare Energientechnologien zu fördern, um durch
deren Verbreitung die Technikentwicklung voranzutreiben, wurde erreicht.
Des Weiteren reagieren die Stromgestehungskosten der Photovoltaik sehr
sensitiv auf den angesetzten Zinssatz. Dadurch kann es sein, dass für einige
Investoren eine Geldanlage in PV nicht interessant ist.
54
•
2.3
Maximal könnten durch Aufdach-Photovoltaikanlagen etwa 54 Mio. t CO2 eingespart werden. Bei einem Zinssatz von 5 % ist dieses Potenzial aus betriebswirtschaftlicher Sicht erschließbar. Wird eine Verzinsung von 10 % gefordert, können
die Emissionen wirtschaftlich lediglich um eine Menge von etwa 3,5 Mio. t
jährlich reduziert werden.
Ausbau der KWK
In den Sektoren Haushalte (HH), Gewerbe-Handel-Dienstleistungen (GHD) und Industrie sowie allgemeiner Versorgung besteht die Möglichkeit, zur Deckung des Wärmebedarfs KWK-Technologien einzusetzen. Durch die gekoppelte Erzeugung von Wärme und
Strom ergibt sich in der Regel eine höhere Brennstoffausnutzung als bei getrennter
Bereitstellung.
Die Kriterien für den Einsatz von KWK-Anlagen lassen sich wie folgt zusammenzufassen:
•
•
•
Geeignetes Temperaturniveau des Wärmebedarfs:
KWK-Anlagen können Wärme nicht bei beliebigen Temperaturen bereitstellen.
Bei einigen Typen, z. B. Entnahmekondensationsturbinen, verringert sich der
Stromertrag, wenn Wärme bei hohen Temperaturen ausgekoppelt wird.
Möglichst Gleichzeitigkeit von Strom- und Wärmebedarf:
Ist die Gleichzeitigkeit nicht gegeben, sinkt der Effizienzvorteil durch die gekoppelte Erzeugung. Die Zielenergie, i. d. R. die Wärme, muss dann ungekoppelt
durch ein Spitzenlastsystem und/oder Wärmespeicher bereitgestellt werden.
Hohe Ausnutzungsdauern:
Hohe Ausnutzungsdauern resultieren nicht allein aus gleichzeitigem Strom- und
Wärmebedarf. Ein niedriger Wärmebedarf bei z. T. hohen Leistungsanforderungen verringert die Ausnutzungsdauer und damit die Wirtschaftlichkeit.
Die für Heizzwecke benötigte Temperatur kann durch Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen
bereitgestellt werden. Um die anderen beiden Kriterien zu erfüllen und auch Anlagen
großer Leistung nutzen zu können, werden die Verbraucher mit Wärmenetzen
verbunden.
In diesem Kapitel wird daher das KWK-Fernwärmepotenzial als Maßnahme einer
zentralen Versorgung mit Strom und Wärme untersucht.
2.3.1 Situation
Der Aus- und Neubau von Fernwärmenetzen wird durch politische Maßnahmen und
Forderungen flankiert. Die Forderung der Bundesregierung im Integrierten Energieund Klimaprogramm /IEKP 07/, den Anteil von KWK-Strom bis 2020 auf 25 % zu verdoppeln, lässt sich nur durch einen massiven Ausbau von Wärmenetzen realisieren. Ein
wirtschaftlicher Ausbau der Fernwärmenetze erfordert jedoch eine Mindestdichte des
Wärmeverbrauchs.
In Abbildung A-45 ist die gesamte KWK-Stromerzeugung in Deutschland mit
58,8 TWh dargestellt. Es wird die Gesamtstromerzeugung aus KWK auf unterschiedlich
in Betrieb gegangene Bestandsanlagen aufgeteilt. Ca. 25 % werden von Anlagen aus
Kategorie 1 und damit „alten Bestandsanlagen“ bereitgestellt. Kategorie 1 beinhaltet
Anlagen, die vor dem 31.12.1989 in Betrieb gegangen sind. Neue Bestandsanlagen, die
55
nach dem 01.01.1990 in Betrieb genommen wurden, produzieren den größten Anteil von
ca. 61 % der gesamten KWK-Strommenge.
Kat. 4
0,74 %
Kat. 5b
0,01 %
Kat. 3
14,01 %
Kat. 5a
0,21 %
Kat. 1
24,55 %
KWK-Einspeisung:
ca. 58,8 TWh
Kategorisierung:
Kat 1: Alte Bestandsanlagen
Kat 2: Neue Bestandsanlagen
Kat 3: Modernisierte Anlagen
Kat 4: Neue kleine KWK-Anlagen bis 2MW (unter
Beachtung der Kat. 5)
Kat 5a: kleine KWK-Anlagen bis zu 50kW*)
Kat 5b: Brennstoffzellen
*) sofern diese bis zum 31. Dezember 2005 in
Dauerbetrieb genommen wurden
Kat. 2
60,48 %
Abbildung A-45: Aufteilung der KWK-Einspeisung 2005 auf die einzelnen Kategorien
/VDN 07b/
Im Folgenden werden die unterschiedlichen, im KWK-Modernisierungs-Gesetz /KWK 02/
genannten Anlagentypen kurz vorgestellt.
Gegendruckturbinen sind Dampfturbinen, in denen der Dampf nicht vollständig
entspannt wird. Dadurch wird auf einen Teil der mechanischen Energie verzichtet und
die Stromausbeute gemindert. Die übrige, im Dampf verbleibende Wärme steht nachfolgenden Anwendungen (Prozesswärme, Heizung) zur Verfügung. Durch die Festlegung
auf ein bestimmtes Gegendruckniveau hat diese Turbinen-Bauart nur einen Freiheitsgrad.
Entnahmekondensationsturbinen sind klassische mehrstufige Dampfturbinen, bei
denen der Dampf in einem Niederdruckteil auf Umgebungstemperatur entspannt wird.
Die Anzapfung erfolgt in der Regel im Mitteldruckteil der Anlage, wo geregelt oder
ungeregelt (Anzapfturbine) Dampf entnommen wird. Die Entnahme verringert die
Stromerzeugung. Als KWK-Strom zählt nach der Richtlinie FW 308 lediglich der Teil,
der an die Wärmeentnahme gebunden ist /AGFW 02/. Liegt eine geregelte Entnahme
vor, ist die Stromkennzahl in eingeschränktem Umfang variabel, da der Massendurchsatz variiert werden kann.
Anlagen mit Organic Rankine Cycle (ORC) sind im Grunde Dampfturbinenanlagen
(meist einstufig) mit einem organischen Medium (Thermoöl, wie Iso-Pentan, Iso-Oktan,
Toluol oder Silikonöl) statt Wasser. Sie sind besser für die niedrigeren Temperaturen bei
Biomasseverbrennung, Geothermie oder anderer Wärme auf mittlerem Temperaturniveau (200 °C bis 300 °C) geeignet.
Als Gasturbinen mit Abhitzedampferzeuger werden (aeroderivate oder stationäre)
Gasturbinen bezeichnet, denen ein Wärmetauscher zur Dampferzeugung nachgeschaltet
ist. Dieser nutzt das bis zu 600 °C heiße Abgas zur Wärmeabgabe an ein Wärmeträgermedium (meistens Wasser). Besonders für die Erzeugung von Prozessdampf wird diese
56
Variante häufig verwendet. Die Stromabgabe ist bei dieser Art Gasturbinen-KWKAnlagen fest an die Wärmeabgabe gebunden.
In Gas- und Dampfturbinenkraftwerken (GuD) wird der durch die Gasturbinenabhitze erzeugte Dampf in einer der oben genannten Dampfturbinenarten weiter abgearbeitet. Dieser Kombiprozess hat ein besonders hohes Potenzial zur Wirkungsgradverbesserung und besitzt mindestens zwei Freiheitsgrade.
Im Gegensatz zu reinen Gasturbinen- oder GuD-Anlagen kann in STIG-Anlagen
(Cheng Cycle) der Dampf aus dem Abhitzedampferzeuger zu einem Teil direkt in die
Gasturbine eingedüst werden. Dadurch erhöhen sich die Turbinenleistung und die Flexibilität der Anlage bezüglich der Entnahmeleistungen von mechanischer und thermischer
Energie. Die Stromkennzahl ist somit in einem weiten Bereich variabel.
Bei verbrennungsmotorischen KWK-Anlagen wird neben der mechanischen Energie
die Abwärme von Otto- oder Dieselmotoren genutzt. Bei Letzteren sind Leistungen bis
80 MWel möglich. Gerade im kleinen Leistungsbereich der dezentralen Anlagen, z. B. als
Gebäudezentralheizung, werden häufig Motoren-BHKW eingesetzt. Große Verteilnetze
für die Nah- bzw. Fernwärmeversorgung und daraus resultierende Verluste entfallen
dabei.
Vermehrt könnten in Zukunft auch Brennstoffzellen als BHKW Verwendung finden.
Da Brennstoffzellen nicht an den Carnotwirkungsgrad gebunden sind, sind bezüglich der
Stromerzeugung theoretisch höhere Wirkungsgrade möglich. Je nach Typ kann Wärme
bei Temperaturen von 65 °C bis 500 °C ausgekoppelt werden. Beide KWK-Typen sind
durch eine konstante Stromkennzahl und damit nur einen Freiheitsgrad gekennzeichnet.
Stirling- und Dampfmotoren-HKW sind Nischentechnologien bei Kleinanwendungen
und sind kommerziell nur bedingt verfügbar.
2.3.2 Theoretisches Ausbaupotenzial für Fernwärmenetze
In einem ersten Schritt wurden für die Sektoren Haushalte und GHD in Deutschland
auf der Basis von Städtekategorien und Siedlungstypen der Wärmebedarf berechnet.
Um eine genaue Auflösung des Wärmebedarfs zu erfassen, wurden mehrere Stufen zur
Erfassung der wärmerelevanten Verbraucher vollzogen. Die Methodik soll für die einzelnen Sektoren differenziert betrachtet werden. Die Einzelbetrachtung soll die Unterschiedlichkeit der Sektoren hervorheben. Das Vorgehen orientiert sich an der Studie
/DLR 05/ und wurde mit FfE-eigenen Zahlen umgesetzt.
Haushaltssektor
Die Methodik zur Erfassung und Bestimmung der Potenzialstufen (technisches und
wirtschaftliches Potenzial) und des CO2-Verminderungspotenzials für Fernwärme in den
Haushalten wird in Abbildung A-46 dargestellt.
57
AGFW / DLR- Studie
Städtekategorien
I-X
Siedlungstypen
1-9
FfEGebäudedaten
Gesamter Wärmebedarf der
Siedlungstypen 1-9.
Berücksichtigung von
vorhandenen FW-Netzen
AGFW
DLR
FfE
Allgemeine Pluralistische
Wärmeversorgungsstudie
Analyse des nationalen
Potenzials für den
Einsatz hocheffizienter
KWK, unter Berücksichtigung
der sich aus der EU-KWK-RL
ergebenden Aspekte
Investitionen GuD, Erträgen
und Förderungen
ISOTEG, ZEN 2050;
Ganzheitliche dynamische
Bewertung der KWK mit
Brennstoffzellentechnologie
Abbildung A-46: Methodik KWK-Potenzial
Sektor Haushalte
CO2 Verminderungspotenzial
und
CO2-Verminderungspotenzial
im
Der Sektor Haushalte zeichnet sich durch den Verbrauch von Raumheizwärme und
Brauchwasserwärme aus. Die wärmerelevanten Verbraucher werden im Haushaltsektor
durch die Wohneinheiten dargestellt. Die Gesamtanzahl der Wohneinheiten in
Deutschland beträgt rund 39 Mio.. Die Wohneinheiten in Deutschland gliedern sich in
Ein- und Zweifamilienhäuser (EZH) sowie Mehrfamilienhäuser (MFH). Hierdurch
ergeben sich Unterschiede im Verbrauch. Die betrachteten EZH haben eine Gesamtanzahl von etwa 18 Mio. und MFH eine Anzahl von 20,5 Mio. Wohneinheiten.
Eine Aufteilung auf 5 Gebäudealtersklassen zwischen Altbau von 1968 bis heutiger
Neubau ist in die Untersuchung mit eingeflossen. Hierdurch können gebäudespezifische
Verbrauchsangaben für die Berechnung des absoluten Wärmebedarfs verwendet werden.
Die Wohneinheiten wurden des Weiteren auf Städte verschiedener Kategorien (I-X)
aufgeteilt. Die Kategorien beinhalten, wie in Tabelle A-12 dargestellt, 12.340 Städte,
Kleinstädte und Gemeinden. Die Städtekategorien wurden nach den Größenklassen
aufgeteilt. Die Aufteilung der EZH und MFH auf die einzelnen Kategorien beruht auf
eigenen Berechnungen mit Zahlen aus dem Haushaltssektor.
58
Tabelle A-12: Städtekategorien
mit
Berechnung/, /DLR 05/
wärmerelevanten
Kategorie
Anzahl
Wohneinheiten
/eigene
Wohneinheiten
EZH
MFH
Gesamt
I
Kleinstädte mit 20.000 bis 50.000 Einwohnern und mehr als
2000 Wohneinheiten in Mehrfamilienhäusern (ABL)
311
2.244.773
2.245.248
4.490.021
II
Mittelgroße Städte mit 50.001 bis 150.000 Einwohnern
96
1.625.925
2.314.494
3.940.419
III
IV
Größere Städte mit 150.001 bis 450.000 Einwohnern
16
9
507.912
512.236
1.383.069
2.160.993
1.890.981
2.673.228
4
474.401
2.777.112
3.251.513
53
843.176
2.124.353
2.967.529
19
149.446
220.578
370.024
82
404.885
759.803
1.164.688
24
11726
12.340
452.393
11.007.108
18.222.256
1.849.196
4.714.702
20.549.546
2.301.590
15.721.810
38.771.803
V
Großstädte mit 450.001 bis 650.000 Einwohnern
Städte mit mehr als 650.000 Einwohnern
VI
Städte mit 20.000 bis 450.000 Einwohnern in hoch
verdichteten Zonen
VII
VIII
IX
X
Gesamt
Städte mit 20.000 bis 80.000 Einwohnern in der Peripherie
einer Großstadt
Kleinstädte mit 20.000 bis 50.000 Einwohnern und mehr als
2.000 Wohneinheiten in Mehrfamilienhäusern (NBL)
Mittelgroße bis große Städte ab 50.000 Einwohner (NBL)
Übrige Gemeinden
In den Kategorien I-X wurden, analog zum Vorgehen in /DLR 05/ und /AGFW 01/,
Siedlungstypen (ST1-ST10) definiert, um die Siedlungsstruktur innerhalb der Städte
und Gemeinden zu berücksichtigen. Die Wirtschaftlichkeit einer leitungsgebundenen
Wärmeversorgung hängt stark von der spezifischen Wärmedichte sowie den erforderlichen Leitungslängen ab. Daher wurden Siedlungstypen mit breiter Streuung der Wärmeabnehmer und mit dichter Besiedlung nach Tabelle A-13 definiert. Die unterschiedlichen Siedlungstypen ergeben eine reale Abbildung der Siedlungsstruktur einzelner
Städte.
Tabelle A-13: Einteilung der verwendeten Siedlungstypen /DLR 05/, /AGFW 01/
ST1
ST2
ST3
ST4
ST5
ST6
ST7
ST8
ST9
ST10
Streusiedlung
Einfamilienhaussiedlung
Dorfkern
Reihenhaussiedlung
Zeilenbebauung
Hochhäuser und große Zeilenbauten
Städtische Blockrandbebauung
City-Bebauung hoher Dichte
Historische Altstadt
Gewerbegebiet
Die Charakteristika des Wärmeverbrauchs der Gebäude in den Siedlungen bestimmen
den gesamten Wärmeverbrauch der Haushalte. Die weitere Vorgehensweise bezieht sich
auf das technische Potenzial, welches aus dem Gesamtpotenzial abgeleitet wird. Wie in
der Abbildung A-46 dargestellt, wird das Gesamtpotenzial durch die Anzahl vorhandener Fernwärmenetze korrigiert, um das technische Potenzial zu erhalten. Die letzten
Schritte beinhalten die Bestimmung des wirtschaftlichen Potenzials und die CO2-Verminderungspotenziale. Das wirtschaftliche Potenzial errechnet sich aus dem technischen
59
Potenzial unter der Berücksichtigung von Erträgen, Förderung und Investitionen.
Hieraus erfolgt im letzten Schritt die Berechnung des CO2-Verminderungspotenzials.
GHD (Gewerbe-Handel-Dienstleistung)
Der Sektor GHD zeichnet sich durch eine Vielzahl unterschiedlicher Betriebsgrößen und
Formen aus, die einen sehr differenzierten energetischen Verbrauch aufweisen. Die
Methodik, um den Bedarf des GHD-Sektors zu ermitteln, kann anhand der
Abbildung A-47 nachvollzogen werden. Der Gesamtverbrauch des Sektors wurde auf
Basis unterschiedlicher Wirtschaftszweige untersucht. Im Bereich von Gewerbe-HandelDienstleistungen sind die einzelnen unterschiedlichen Wärmeabnehmer in 12 Branchen
(WZ933) unterteilt. Diese unterschiedlichen Wärmeabnehmer wurden durch eine
prozentuale Aufteilung auf die Siedlungstypen überführt.
AGFW/ISI- Studie
Wirtschaftszweige
1-12 (WZ93)
Siedlungstypen
1-10
FfEStrukturdaten
Berücksichtigung des
unterschiedlichen Wärmebedarfs WZ93
Aufgliederung Wärmebedarf auf
Siedlungstypen 1-10 der HH
AGFW -
Allgemeine Pluralistische
Wärmeversorgungsstudie
ISI-
Energieverbrauch
der privaten Haushalte
und des Sektors Gewerbe,
Handel, Dienstleistungen
(GHD)
FfEStudien
vorhandenen FW-Netzen
Investitionen, Erträgen
und Förderungen
Energiezukunft 2050; Strukturanalyse
bei Geschäftskunden zur Ermittlung
der KWK-Potenziale; Ganzheitliche
dynamische Bewertung der KWK mit
Brennstoffzellentechnologie
Abbildung A-47: Methodik KWK-Potenzial
Sektor GHD
und
im
Die weitere Bestimmung vom technischen und wirtschaftlichen Potenzial ist an die
Methodik der Haushalte angelehnt. Das technische Potenzial bestimmt sich aus dem
Gesamtwärmebedarf aller Bereiche abzüglich des bereits ausgebauten Fernwärmebestandes in geeigneten Versorgungsgebieten. Das wirtschaftliche Potenzial bestimmt sich
unter der Berücksichtigung von Investitionen, Erträgen und Förderungen. Die CO2Verminderungspotenziale werden aus dem wirtschaftlichen Potenzial errechnet.
2.3.3 Maßnahme und Referenz
Als Maßnahme wird die Fernwärmeversorgung mittels einer GuD-Anlage sowie eines
Spitzenlastkessels betrachtet. Als Minimalleistung besitzt dieser Verbund 150 MWel und
3
WZ93: Einteilung der Wirtschaftszweige nach der Klassifizierung des statistischen Bundesamtes von 1993
60
eine Wärmeleistung von zusammen 375 MWth. Tabelle A-14 zeigt die weiteren energietechnischen Vorgaben. Die GuD-Anlage wird mit einem Wirkungsgrad von 42 %
thermisch und 43 % elektrisch bilanziert. Die Stromkennzahl σ – der Quotient aus
elektrischer und thermischer Leistung – liegt bei ca. 1.
Tabelle A-14: Technische Vorgaben
Spitzenlastkessel
zur
Energiebereitstellung
ηges
GuD
85%
SLK
90%
ηth
42%
90%
ηel
σ
43%
1
-
aus
GuD
und
Das zur Spitzenlastdeckung eingesetzte Erdgasheizwerk stellt die Wärme mit 90 %
Wirkungsgrad bereit. Im folgenden Abschnitt soll die optimale Einbindung der GuD und
des Spitzenlastkessels als Gesamtsystem betrachtet und erläutert werden.
Dimensionierung KWK-Anlage und Diskussion Jahresdauerlinie
Ein Kriterium zur Dimensionierung einer KWK-Anlage stellt der Leistungsanteil an der
Gesamtleistung des Verbundsystems KWK und Spitzenlastkessel dar. Die GuD-Anlage
wird auf Grund der hohen spezifischen Investitionen als Grundlastanlage eingesetzt.
Um eine hohe Ausnutzungsdauer von ca. 5.000 h zu erreichen, wird die thermische
Leistung auf 40 % der Last festgelegt. Das GuD-Kraftwerk hat dadurch, wie Abbildung
A-48 zeigt, einen Deckungsbeitrag von 85 %. Das Heizwerk deckt mit 60 % der Leistung
die wenigen auftretenden Lastspitzen.
100%
thermische Leistung
90%
Deckungsbeitrag Spitzenlastkessel
80%
Deckungsbeitrag KWK-Anlage
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
0
1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000
Abbildung A-48: Geordnete Jahresdauerlinie der Wärmebereitstellung
Festlegung der betrachteten Stadtkategorien
Aus der Abbildung A-49 können mehrere Informationen entnommen werden. In
Städten der Kategorie III-VI wird die größte thermische Leistung benötigt. Des Weiteren
werden die flächenspezifischen Investitionskosten für die Erschließung mit Fernwärmenetzen innerhalb der Stadtkategorien aufgezeigt, wie sie sich als gewichtetes Mittel über
alle Siedlungen innerhalb der Städte ergeben. Dabei ist eine Absenkung in dicht besie-
61
delten Gebieten deutlich zu erkennen. In Kategorien, in denen sich Wärmeabnehmer
weit entfernt von einander befinden, wird ein Anstieg verzeichnet. Einige Städtekategorien können die Wärmeleistung von 375 MW nicht abnehmen und werden somit für das
technische und auch wirtschaftliche Potenzial nicht weiter betrachtet. So werden
ausschließlich die Kategorien II-VI sowie Kategorie IX für die Berechnungen berücksichtigt. In die Berechnung gehen auch die Leitungsverluste innerhalb der Kategorien mit
ein. Daher liegt die dargestellte Erzeugungsleistung über dem Verbraucherlastgang.
10
5
1
4
X
or
ie
te
g
or
ie
Ka
te
g
or
ie
Ka
te
g
or
ie
te
g
Ka
Ka
V
Ka
te
g
or
ie
or
ie
te
g
or
ie
Ka
Ka
te
g
or
ie
II
te
g
or
ie
Ka
te
g
or
ie
Ka
te
g
Ka
Verbraucherlast je Stadtkategorie
IX
6
VI
II
100
VI
I
7
VI
1.000
IV
8
III
10.000
Mio. €/km²
9
I
thermische Leistung MW th
100.000
Erzeugungsleistung je Stadtkategorie
Erschließungskosten FW-Netz
Abbildung A-49: Städtekategorische Versorgungsmerkmale
KWK-Lastgangsynthese
Zur Ermittlung der verdrängten CO2-Emissionen durch die KWK-Stromerzeugung wird
auf das ursprünglich für diesen Zweck entwickelte Verdrängungsmixtool (vgl. Kapitel
„Methodik“) zurückgegriffen. Zuletzt wurde die Methodik zur Ermittlung des Gesamtlastganges der KWK im Rahmen einer Kurzstudie für den VDEW nochmals überarbeitet
und verbessert /ROO 06/ und fand im Projekt „EduaR&D – Ganzheitliche dynamische
Bewertung der KWK mit Brennstoffzellen“ /BEE 07/ Eingang. Das Vorgehen sowie das
Ergebnis soll im Folgenden kurz dargestellt werden.
Die gesamte ins Stromnetz einspeisende KWK-Stromerzeugung betrug 2005 58,8 TWh
/VDN 07b/. Die KWK-Stromerzeugung der allgemeinen Versorgung betrug hingegen
52,3 TWh /STB 08/. Die Monats-Charakteristik der allgemeinen KWK-Erzeugung ist in
Abbildung A-50 dargestellt. Wie erwartet, ist sowohl der Anteil der KWK-Wärme-, als
auch der Stromerzeugung im Sommer geringer als im Winter. Die Stromkennzahl
nimmt 2003 in den Sommermonaten zu. Daher nimmt auch der Gesamtnutzungsgrad
der Anlagen von maximal 80 % im Dezember auf knapp 67 % im Juni ab. Verglichen mit
anderen Jahren ist dieses Verhalten im Jahr 2003 aufgrund des „Jahrhundert“-Sommers
besonders ausgeprägt.
KWK-Strom
Stromkennziffer
Gesamtnutzungsgrad
Erzeugung in TWh
14
KWK-Wärme
Durchschnittliche Stromkennzahl
0,80
12
0,75
10
0,70
8
0,65
6
0,60
4
0,55
2
0,50
Stromkennzahl / Nutzungsgrad
62
0,45
Jan
Feb
Mrz
Apr
Mai
Jun
Jul
Aug
Sep
Okt
Nov
Dez
Abbildung A-50: Monatsgang der KWK-Strom- und –Wärmeerzeugung 2003 /STB 08/
Auf der Basis von Fernwärmelastgängen von vier großen Stadtwerken konnte eine
Funktion ermittelt werden, mit der sich ein auf die mittlere Leistung normierter
stundenscharfer Fernwärmelastgang für Deutschland mit folgenden Eingangsdaten
berechnen lässt:
•
•
Angabe des Wochentages bzw. bundesweiter Feiertage
stundenscharfe Zeitreihe mit der mittleren Temperatur im Gebiet von Würzburg.
Die Datumsangabe wird benötigt, da gezeigt werden konnte, dass der Fernwärmebedarf
bei gleicher Außentemperatur stark von der Uhrzeit und dem Wochentag bestimmt wird.
Eine Unterscheidung in die zwei Gruppen Montag bis Freitag einerseits, sowie Samstag,
Sonntag und Feiertag andererseits erwies sich als ausreichend.
Die mittlere Temperatur wird als gleitendes gewichtetes 72-Stundenmittel gebildet.
Hierbei gingen die Temperaturen der 24 unmittelbar davor liegenden Stunden mit 50 %,
die nächsten zurückliegenden Stunden mit 30 % und die 24 am längsten zurückliegenden Stunden mit 20 % in die Berechnung des Mittelwertes ein. Die Temperaturdaten
wurden von der Internetseite der Bayerischen Landesanstalt für Landwirtschaft bezogen /LfL 07/. Es wurden die Messwerte von drei Wetterstationen bei Würzburg verwendet.
Der Fernwärmelastgang wurde im nächsten Schritt durch Multiplikation mit der
Stromkennzahl in einen normierten KWK-Stromlastgang umgerechnet. Da die Stromkennzahl nicht konstant ist (vgl. auch Abbildung A-50), wurden auf Basis der Monatsbilanzen des Statistischen Bundesamtes die mittleren Stromkennzahlen für jeden Monat
im Jahr 2005 ermittelt (vgl. /STB 08/).
Der normierte KWK-Lastgang wurde im folgenden Schritt mit der von der AGFW
veröffentlichten mittleren KWK-Stromerzeugung für 2005 skaliert. Die KWK-Stromerzeugung wird im Arbeitsbericht der AGFW mit 35.604 GWh angeben /AGFW 06/. Dies
entspricht einer mittleren Leistung von 4,06 GW. Mit dem so erzeugten KWK-Lastgang
konnten Monatsbilanzen aufgestellt werden und mit den Monatsbilanzen des Statistischen Bundesamtes in /STB 08/ verglichen werden. Hierbei zeigte sich, dass die Fehl-
63
15
40
10
20
5
0
KWK-Lastgang
Außentemperatur
Außentemperatur Würzburg in ° C
KWK-Lastgang in GW
leistung zur gesamten KWK-Leistung in jedem Monat etwa gleich hoch ist. Da somit nur
eine geringfügige Temperaturabhängigkeit des Fehlbetrags besteht, wurde die Differenz
zwischen der von der AGFW ausgewiesenen KWK-Stromerzeugung von 35.604 GWh und
der vom Statistischen Bundesamt veröffentlichten KWK-Stromerzeugung der
allgemeinen Versorgung von 52.310 GWh durch Addition einer konstanten Leistung zum
KWK-Lastgang ausgeglichen. Der modellierte stundenscharfe KWK-Lastgang für 2005
ist in Abbildung A-51 dargestellt.
-20
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
Stunde im Jahr
Abbildung A-51: Modellierter KWK-Lastgang für 2005
Neben der Charakteristik des KWK-Lastgangs, muss noch die Höhe der jährlichen
zusätzlichen KWK-Stromerzeugung festgelegt werden. Sensitivitätsanalysen zeigen,
dass der Verdrängungsmix bei Ausbauszenarien von bis zu 30 TWh zusätzlicher KWKStromerzeugung relativ stabil ist. Grundsätzlich ergibt sich bei höherer KWK-Stromerzeugung ein größerer Anteil an verdrängten Grundlastkraftwerken. Die Braunkohlegrundlastkraftwerke weisen die höchsten spezifischen Emissionen auf, so dass der
gewichtete spezifische CO2-Emissionsfaktor des Verdrängungsmixes mit zunehmender
KWK-Stromerzeugung ansteigt. Abbildung A-52 zeigt den Verdrängungsmix für eine
zusätzliche KWK-Stromerzeugung von 10 TWh für das Jahr 2005.
Erdgas
11,4%
KWK-Verdrängungsmix
821 gCO2/kWhel
Steinkohle
86,5%
Abbildung A-52: KWK-Verdrängungsmix 2005
Heizöl
0,7%
Braunkohle
1,4%
64
Zur Bestimmung des spezifischen CO2-Emissionsfaktors bedarf es der mittleren
Nutzungsgrade der Kraftwerke und der brennstoffspezifischen Emissionen. Hierdurch
ergibt sich eine untere Abschätzung des spezifischen CO2-Emissionsfaktors, da im Sinne
der Merit Order zunächst immer die Kraftwerke mit den schlechtesten Nutzungsgraden
verdrängt werden. Des Weiteren wird bei den mit Erdgas betriebenen Kraftwerken in
den amtlichen Statistiken nicht zwischen GuD-Kraftwerken und reinen Gasturbinenkraftwerken unterschieden. Auf Basis der verdrängten Brennstoffmenge lässt sich ein
gewichteter spezifischer CO2-Emissionfaktor von 821 g/kWhel berechnen. Der
Verdrängungsmix wird mit 86,5 % von Steinkohle dominiert. Erdgas macht 11,4 % des
Verdrängungsmixes aus. Heizöl mit 0,7 % und Braunkohle mit 1,4 % sind von eher
untergeordneter Rolle.
Die Wärmebereitstellung aus dem betrachteten KWK-System ersetzt dezentrale
Wärmeerzeuger in Haushalten und GHD. Deren anteiliger Energieverbrauch ist in
Abbildung A-53 dargestellt. Mit den spezifischen Emissionsfaktoren der Energieträger
(vgl. Teil I zur Methodik) ergibt sich ein wärmeseitiger Verdrängungsmix von ca.
230 g/kWh.
Kohle
1,3%
Heizöl
34,4%
KWK-Wärmemix
230 gCO2/kWhth
Erdgas
49,0%
Biomasse
8,0%
Solar- u.
Umwelt
0,9%
Strom
6,4%
Abbildung A-53: Spezifische CO2-Emissionen der durch Fernwärme verdrängten
Wärmebereitstellung
Den verdrängten Emissionen in ungekoppelter Strom- und Wärmebereitstellung wird
das in GuD-Anlage und Spitzenlastheizwerk eingesetzte Gas mit 202 g/kWhBS gegenübergestellt.
2.3.4 Technisches Ausbaupotenzial
Mit dem in Kapitel 2.3.2 ermittelten theoretischen Ausbaupotenzial der Fernwärme und
der Stromkennzahl der GuD-Anlage kann auf die theoretisch mögliche Stromerzeugung
zurückgerechnet werden. Gekoppelt an den betrachteten Wärmeverbrauch könnten etwa
730 TWh Strom bereitgestellt werden, was etwa dem 1,4-fachen der Stromerzeugung der
allgemeinen Versorgung von 506 TWh im Jahr 2005 entspricht. Werden nur die Städte
versorgt, deren Leistungsbedarf über der thermischen Leistung des betrachteten KWKSystems aus GuD und Spitzenlastheizwerk liegt (vgl. Kapitel 2.3.2), kann 60 % der
benötigten Strommenge erzeugt werden. Die KWK-Leistung übersteigt dadurch allerdings die durch Kraftwerke der allgemeinen Versorgung zu deckende Last um bis zu
21,5 GW.
65
Abbildung A-54 zeigt den Lastgang der allgemeinen Versorgung. Im Restlastgang sind
die „must-run“-Anlagen Wasser- und Windkraft abgezogen. Der rote Erzeugungsgang
spiegelt die maximal mögliche KWK-Erzeugung wider, bei der der Restlastgang nicht
überschritten wird. Die Differenz zum grauen Lastgang der bereits installierten KWK
ergibt demnach das technische Ausbaubpotenzial. Etwa 44 % der geeigneten Städte
können dadurch erschlossen werden, was einen maximalen KWK-Deckungsbeitrag von
38 % ergibt.
80
Leistung/Last in GW
70
60
50
40
30
20
10
0
1.000
2.000
3.000
Lastgang der allgemeinen Versorgung
4.000
5.000
Restlastgang
6.000
7.000
KWK-Lastgang
8.000
KWK IST
Abbildung A-54: Maximal möglicher Ausbau der KWK
2.3.5 Verminderungskosten und wirtschaftliches Potenzial
In die Wirtschaftlichkeitsberechnung fließen die einzelnen Kostenbestandteile für GuD,
Fernwärmenetz und Spitzenlastkessel ein. Für die Annuitätenrechnung sind die verschiedenen technischen Lebensdauern zu berücksichtigen.
Das Netz findet mit unterschiedlichen Kosten in den einzelnen Siedlungstypen Berücksichtigung. Hierbei spielen Verlegungskosten in dicht besiedelten Kategorien eine Rolle
sowie höhere Aufwendungen zur Erreichung von Wärmeabnehmern in dünn besiedelten
Gebieten. Die Annuität bezieht sich auf einen Betrachtungszeitraum von 35 Jahren
Lebensdauer für Spitzenlastkessel und GuD-Anlage. Für das Fernwärmenetz werden
die, in der Richtlinie /VDI 2067/ ausgewiesenen, 40 Jahren als Berechnungsgrundlage
verwendet. Die unterschiedliche Besiedlungsdichte führt zu einer Differenzierung der
Netzkosten, wie in Kapitel 2.3.3 gezeigt.
In Tabelle A-15 sind die verschiedenen Vorgaben für die Anlagen aufgezeigt. Die Erlöse
aus dem Stromverkauf setzen sich aus dem EEX-Preis von 5,5 ct/kWh (siehe Teil I zur
Methodik) sowie der KWK-Vergütung von 1,38 ct/kWh zusammen.
66
Tabelle A-15: Betriebswirtschaftliche Betrachtung der Anlagen /FIS 07/, /DLR 05/,
/VDI 2067/, /eigene Berechnungen/
spezifische
Investitionen
Wartungskosten
Brennstoffpreis
Strom-Vergütung
Wärmevergütung
Jahre
Zinssatz
GuD
Spitzenlastkessel
Netz
650 €/kW
Degressionskurve
siedlungsabhängig
20 €/kW
-
1% v. Invest
40
28 €/MWh
6,88 ct/kWh
65 €/MWh
35
10%
spezifische Investition in €/kW
Die Investition des Spitzenlastheizwerks kann für unterschiedliche Baugrößen aus der
Abbildung A-55 entnommen werden. Ein Kessel mit großer Leistung ist spezifisch
günstiger als ein Kessel mit kleiner Leistung.
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
20
40
60
80
100
120
Leistung in MW
Abbildung A-55: Spezifische Investitionen Gaskessel /KEN 04/, /eigene Berechnung/
Mit Hilfe der wirtschaftlichen Vorgaben können für die technisch für KWK und Fernwärmeversorgung geeigneten Städte die Verminderungskosten berechnet werden. Die
Verminderungskosten können in Abbildung A-56 abgelesen werden. Maximal können
etwa 76 Mio. t CO2 durch den Ausbau der KWK - unter Berücksichtigung der
verdrängten CO2-Emissionen im Kraftwerkspark und in Hausfeuerungsanlagen - eingespart werden.
Die Verminderungskosten für die KWK-Fernwärmeversorgung der Städte sind durchwegs positiv bei etwa 80 bis 340 €/t. Sie ergeben sich als gewichteter Mittelwert der
Verminderungskosten für die Versorgung der einzelnen Siedlungstypen innerhalb der
Stadtkategorien. Hier zeigt sich, dass einige Siedlungen wirtschaftlich zu versorgen
wären. Aufgrund der Mindestleistung durch die verwendeten KWK-Anlagen können
diese Regionen allerdings ggf. nicht unabhängig voneinander versorgt werden. Ein
wirtschaftliches Potenzial für den KWK-Ausbau konnte nicht ausgewiesen werden. Die
Gesamtkosten zur Erschließung des technischen Potenzials belaufen sich auf etwa
10,25 Mrd. € jährlich.
67
900
800
700
600
500
der Städte
Kat. IX
der Siedlungen innerhalb der Städte
Kat. VI
Kat. III
Kat. IV
Kat. V
Kat. II
400
300
200
100
0
-100
10
20
30
40
50
60
70
80
Abbildung A-56: CO2- Verminderungspotenzial von KWK
Es konnte gezeigt werden, dass für die Wärmeversorgung durch Fernwärme aus KWK
ein sehr großes technisches Potenzial besteht. Jedoch bestimmt nicht allein der Wärmebedarf die Obergrenze des KWK-Potenzials, sondern bei starkem Ausbau und hohen
Stromkennzahlen insbesondere auch der Strombedarf.
Nicht alle Städte in Deutschland sind aufgrund ihres Leistungsbedarfs für große, zentrale KWK geeignet. Die ökonomische Bewertung des technischen Einsparpotenzials von
ca. 76 Mio. t/a ergibt, dass lediglich einige Siedlungstypen innerhalb der Städte wirtschaftlich versorgt werden können.
Im Gegensatz zum Neubau einer zentralen Fernwärmeversorgung mit KWK ist die
Verdichtung bestehender Wärmenetze in vielen Fällen wirtschaftlich darstellbar. Diese
Option wurde allerdings in diesem Projekt nicht näher untersucht. Sowohl bei der
Verdichtung der Fernwärmenetze als auch beim Neubau ergeben sich neben den ökonomischen Aspekten noch weitere Hemmnisse, die die Erschließung des technischen
Potenzials verhindern können.
Aus Furcht vor Abhängigkeiten kann in der Regel kein gesamtes Gebiet mit Fernwärme
erschlossen werden. Gerade bei nachträglicher Verlegung von Fernwärmeleitungen
wollen Hausbesitzer ihr dezentrales Heizsystem nicht mehr ersetzen, selbst wenn diese
Maßnahme für sie wirtschaftlich wäre. Ein weiteres Akzeptanzproblem liegt im Kraftwerks-Bau nahe Wohngebieten. Hierbei spielen Umweltfaktoren eine große Rolle (Feinstaub, Lärm und CO2).
Aus Sicht des Fernwärmenetzbetreibers ergibt sich eine Konkurrenzsituation zum
Gasnetz, das üblicherweise ebenfalls vom kommunalen Energieversorger betrieben wird.
Je nach Ausrichtung des Unternehmens kann dadurch der Fernwärmeausbau gehemmt
werden.
68
2.4
Biogaseinspeisung ins Erdgasnetz
2.4.1 Situation
Derzeitiger Anlagenbestand
Bis einschließlich 2005 wurden die rund 2.700 in Deutschland installierten Biogasanlagen ausschließlich zur konventionellen Strom- und Wärmeerzeugung vor Ort genutzt.
Die örtliche Entkoppelung der Erzeugung von Biogas und dessen Verwendung fand bis
dahin in Deutschland nicht statt. Dagegen wird die Aufbereitung von Biogas auf Erdgasqualität und der anschließenden Einspeisung ins Gasnetz bzw. Verwendung an
Erdgastankstellen in einigen europäischen Ländern seit Jahren praktiziert.
In Deutschland begann die Diskussion über die Einspeisung von Biogas in Erdgasleitungen etwa 1995. Die Studie „Analyse und Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von
Biomasse“ des BGW und DVGW /WI 06a/ aus dem Jahre 2006 belegt sowohl die Verfügbarkeit von Biomassepotenzialen, als auch die Machbarkeit der Biogaseinspeisung in
Deutschland. Nahezu zeitgleich mit der Veröffentlichung der Studie wurden auch die
ersten Projekte der Biogasaufbereitung auf Erdgasqualität bekannt. So wurde im Juni
2006 die erste Biogastankstelle in Jameln eröffnet, die ersten Biogasaufbereitungsanlagen zur Einspeisung ins Erdgasnetz folgten Ende 2006 mit den Standorten Pliening
(Schmack Biogas AG, Renewable Energy Systems GmbH) und Straelen (Stadtwerke
Aachen).
Der Bestand an Biogasanlagen beläuft sich Ende 2006 auf ca. 3.300 Anlagen, die eine
Gesamtanlagenleistung von 1.000 MWel aufweisen (siehe Abbildung A-57).
1000
Anlagenanzahl gesamt
Anlagenleistung gesamt
4.000
800
Anlagenanzahl
665
3.000
3300
600
1760
2.000
1360
1.000
1.000
850
49
1043
78
111
2010
400
1608
160
190
2690
247
200
Anlagenleistung in MWel
5.000
0
0
Dez 1999 Dez 2000 Dez 2001 Dez 2002 Dez 2003 Dez 2004 Dez 2005 Dez 2006
Abbildung A-57: Entwicklung der Biogasanlagenanzahl und –leistung /FOR 07/
Biogaserzeugung
Die Erzeugung von Biogas mittels Fermentation (Vergärung) ist mittlerweile eine
ausgereifte Technologie. Bei der Biogaserzeugung und –aufbereitung durchläuft die
Biomasse verschiedene Prozessschritte.
Die erste Prozessstufe fasst die Prozessketten der Biomassebereitstellung, wie Anlieferung und Lagerung, Aufbereitung und Vorbehandlung bis zur Einbringung in den
69
Fermenter (Förderung und Dosierung) zusammen. In der zweiten Prozessstufe findet die
Biogasgewinnung statt. Der wesentliche Prozessschritt ist dabei die Vergärung der
Biomasse bei definierten Temperaturen mittels Bakterien, wobei das Biogas als Stoffwechselprodukt anfällt. Ein Überblick über die Technologien und Verfahren zur Biogaserzeugung wird in Tabelle A-16 gegeben.
Tabelle A-16: Überblick über die Technologien zur Biogaserzeugung /FNR 05/
Anzahl der Prozessstufen
einstufig
zwei- und mehrstufig
Prozesstemperatur
mesophil
thermophil
Art der Beschickung
Batch-Verfahren
Wechselbehälter-Verfahren
Durchflussverfahren
Speicher-Verfahren
Kombiniertes DurchflussSpeicher-Verfahren
- keine räumliche Trennung der verschiedenen Prozessphasen (Hydrolyse,
Versäuerungsphase, Essigsäurebildung, Methanbildung)
- räumliche Trennung der einzelnen Phasen
- Biogasanlagen werden mit Temperaturen zwischen 32 und 38°C betrieben
(85% der landwirtschaftlichen Biogasanlagen)
- Biogasanlagen werden mit Temperaturen zwischen 42 und 55°C betrieben
- diskontinuierliche Beschickung
- bestehend aus Vorratsbehälter, Fermenter und Lagerbehälter
- Fermenter wird komplett mit frischen Substrat gefüllt und luftdicht
verschlossen
- Substrat bleibt während der ganzen Verweilzeit im Fermenter
- Vorrats- und Lagerbehälter nötig
- Gasproduktion setzt langsam nach Befüllung ein und nimmt nach Erreichen
des Maximums wieder ab
- diskontinuierliches Beschickung
- bestehend aus Vorgrube, zwei Fermentern und Lagerbehälter
- erster Behälter wird langsam mit Substrat aus der Vorgrube befüllt, während
im vollen zweiten Behälter der Vergärungsprozess läuft
- quasikontinuierliche Beschickung
- bestehend aus Vorgrube, Fermenter und Lagerbehälter
- aus der Vorgrube wird mehrmals täglich das Substrat in den Fermenter
gepumpt
- die gleiche Menge, die an frischem Substrat zugeführt wird, gelangt z.B.
über Verdrängung in das Gärrestlager
- quasikontinuierliche Beschickung
- Fermenter und Gärrestlager sind zu einem Behälter zusammengefasst
- kontinuierliche Beschickung
- bestehend aus Vorgrube, Fermenter und Lagerbehälter
- Gärrestlager ist ebenfalls abgedeckt, anfallendes Biogas wird aufgefangen
und verwertet
Trockensubstanzgehalt der Substrate
- Verfahren für pumpfähige Substrate
Nassvergärungsverfahren
- Vergärung durch Volldurchmischung, Pfropfenstrom- oder Sonderverfahren
Bauformen: horizontal liegend (Pfropfenströmung) oder vertikal stehend
(Volldurchmischung)
Trockenvergärungsprozess
(noch im Versuchsstadium)
- Verfahren, bei dem keine Gülle, Wasser oder andere Basissubstrate zur
Verflüssigung beigefügt werden
- Verfahren für stapelbare Substrate
- Bauformen: Container-, Boxen-, Folienschlauch-, Wannen- oder Tunnel-,
liegende oder stehende Pfropfenstromfermenter
Biogasaufbereitung
Das aus den Biogasanlagen hervorgehende Rohbiogas besteht im Wesentlichen aus den
Hauptkomponenten Methan (CH4) und Kohlendioxid (CO2) und ist vollständig wasserdampfgesättigt. Die insgesamt – bis nach der Verbrennung des Biogases - frei werdende
Menge an CO2 entspricht wiederum der Menge, die die Substratpflanzen während ihrer
Wachstumsphase binden. Daher gilt Biogas, wie die reine Biomasseverbrennung, als
70
CO2-neutral. Abhängig von der Ausführung des Fermenters kann das Biogas auch
Anteile von Stickstoff und Sauerstoff aus der Luft enthalten. Je nach Art der Eingangssubstrate variiert der Gehalt an Schwefelwasserstoff (H2S) im Biogas. Tabelle A-17 gibt
die wichtigsten Bestandteile mit den durchschnittlichen Anteilen im so genannten
Rohbiogas wieder.
Tabelle A-17: Zusammensetzung des Biogases
Schwankungsbreite
Durchschnitt
Methan (CH4)
45 - 70 %
60 %
Kohlendioxid (CO2)
25 - 55 %
35 %
Wasserdampf (H2O)
0 - 10 %
3,1 %
Stickstoff (N2)
0,01 - 5 %
1%
Sauerstoff (O2)
0,01 - 2 %
0,3 %
Wasserstoff (H2)
0-1%
< 1%
Ammoniak (NH3)
0,01 - 2,5 mg/m³
0,7 mg/m³
10 - 30.000 mg/m³
500 mg/m³
Schwefelwasserstoff (H2S)
Zur Aufbereitung von Biogas auf Erdgasqualität stehen verschiedene Verfahren und
Technologien zur Verfügung. Prinzipiell können für die Aufbereitung von Biogas die
gleichen Verfahren, wie für die Aufbereitung von anderen chemischen Gasen verwendet
werden. Zur Einteilung der verschiedenen Qualitätsstufen von Biogas vor bzw. nach der
Aufbereitung werden die Begriffe Rohbiogas (Biogasqualität nach der Biogaserzeugung
mit einer Grobreinigung) und Produktgas, aufbereitetem Biogas oder Reinbiogas (nach
der Methananreicherung) definiert. /WI 06a/
Die Einspeisung von Biogas in das Erdgasnetz erfordert mehrere Aufbereitungsschritte
und Maßnahmen, die im Folgendem kurz dargelegt werden /FNR 06/:
•
•
Entfernung fester und flüssiger Bestandteile und Trocknung des Gases:
Die Biogastrocknung und Biogasreinigung erfolgen, um Korrosionen zu verhindern und anschließende Prozesse nicht negativ zu beeinflussen. Durch Adsorptionstrocknung, Kondensationstrocknung, Absorptionstrocknung und Biogasfeinreinigung mit Aktivkohle kann das Rohbiogas in der ersten Stufe aufbereitet
werden.
Entschwefelung
Es wird zwischen dem Verfahrensprinzip (biologische bzw. absorptive, chemische
und adsorptive oder auch sorptionskatalytische Verfahren) und nach
Anwendungsfall (Grob- und Feinentschwefelung) unterschieden.
o Biologisches Verfahren /WI 06b/:
Das Verfahren basiert auf dem Prinzip Schwefelwasserstoff verzehrender Mikroorganismen und wird ausschließlich zur Grobentschwefelung von Biogas genutzt. Die erreichbaren Reinheiten reichen zur motorischen Biogasverwertung.
71
o Chemisches Verfahren:
Chemische Verfahren basieren auf der Zugabe von schwefelbindenden Reagenzien in den Vergärungsprozess (z.B. Eisensalzen) oder – dem Vergärungsprozess
nachgeschaltet – auf die Durchströmung von Festbettadsorbern mit chemiesorptiven Sorbentien.
o Sorptionskatalytische Verfahren:
Unter sorptionskatalytischen Verfahren versteht man parallel am Adsorbens
stattfindende Sorptionsvorgänge und chemische Reaktionen des Adsorpts mit
dem Adsorbens. Katalysierende Stoffe (z.B. imprägnierte Aktivkohle) beschleunigen die Reaktion.
•
•
•
Methananreicherung und Kohlenstoffdioxidabtrennung:
Um Rohbiogas mit Methan anzureichern, ist eine Abtrennung von CO2 erforderlich. Diese Sequestrierung dient nicht der Speicherung, wie sie in Großkraftwerken angedacht wird. Vielmehr werden durch die Anreicherung weitere, zur Einspeisung notwendige, Grenzwerte bei Brennwert und Wobbe-Index erreicht. Verfahren zur Methananreicherung sind u.a. Druckwechseladsorption, absorptive
Verfahren, Druckwasserwäsche oder Membrantrennverfahren. Je nach
Qualitätsanforderung an das aufbereitete Biogas ist eine Flüssiggaszugabe
(LPG-Zugabe) notwendig bzw. möglich.
Verdichtung
Als weiteres Verfahren zur Einspeisung ist meist eine Verdichtung notwendig,
die das aufbereitete Biogas an die örtlichen Druckgegebenheiten bei der
Einspeisung anpasst.
Weitere Einrichtungen zur Einspeisung:
Zu den erforderlichen Einrichtungen für die Einspeisung gehört eine Gasmessund Regelanlage. Für eine zeit- und wärmeäquivalente Übernahme muss ein
Nachweis über die übernommenen Energiemengen (Mengen und Brennwert),
ggf. die Odorierung und den Wobbe-Index geführt werden. /WI 06d/
Rechtliche Situation
Die rechtliche Regelung der Biogaseinspeisung muss Bereiche umfassen, wie die Biogaserzeugung, -aufbereitung und deren Vergütung sowie die Einspeisung und Durchleitung
des Biogases einschließlich der Vertragsbedingungen.
Die Vergütung für die Biogaserzeugung und Aufbereitung auf Erdgasqualität beschränkt sich auf den Technologiebonus, wodurch die bislang hohen Kosten der Biogasaufbereitung aufgefangen werden sollen. Weitere Vergütungen stehen nach dem
EEG 2004 §8 (Vergütung von Strom aus Biomasse) dem BHKW-Betreiber zu. Das aus
einem Gasnetz entnommenes Gas gilt als Biomasse, soweit das Wärmeäquivalent des
entnommenen Gases dem des an anderer Stelle im Gasnetz eingespeisten Biogases
entspricht. Eine Förderung der ausschließlichen Biogaseinspeisung in das Erdgasnetz
ohne die direkte Verknüpfung mit der Stromerzeugung findet derzeit nicht statt. /IE 06/
Die technischen Anforderungen an das aufbereitete Biogas stellen u.a. die Arbeitsblätter
G260 und G262 des DVGW (Deutsche Vereinigung des Gas- und Wasserfaches e.V.) dar.
Dennoch können Netzbetreiber zusätzliche Qualitätsanforderungen an das eingespeiste
Gas stellen, so dass der Betreiber keine zusätzlichen Maßnahmen zur Anpassung an die
jeweiligen Gegebenheiten und Verhältnisse vornehmen muss. /SCH 06b/
72
Der Zugang zur Biogaseinspeisung in das Gasnetz ist mit der Liberalisierung des Gasnetzes und der Verabschiedung des neuen EnWGs (Energiewirtschaftsgesetz) erstmals
gesetzlich verankert. Dieser legt fest, dass ein diskriminierungsfreier Netzzugang von
Seiten der Netzbetreiber zu gewähren ist. Eine umfassende gesetzliche Regelung bezüglich technischer und rechtlicher Fragen, wie Abnahmepflicht, gibt es derzeit nicht.
Fazit ist, dass bezüglich der Regelung zur Biogaseinspeisung bislang viele Fragen offen
sind. Um die Situation zu klären, wird von den Interessensvertretern eine Regelung
seitens des Gesetzgebers – äquivalent dem Erneuerbaren-Energien-Gesetz – gefordert.
Die Bundesregierung prüft derzeit, wie die Möglichkeiten der Biogaseinspeisung – z.B.
durch eine Anpassung des EEG und andere Maßnahmen – verbessert und bestehende
Hindernisse beseitigt werden können.
Theoretisches Potenzial
Das theoretische Potenzial bildet die Obergrenze des nutzbaren Energieangebots der
Biomasse. Es spiegelt somit den theoretisch realisierbaren Beitrag zur Energiebereitstellung wider. Einer gänzlichen praktischen Nutzung stehen unüberwindbare technische, ökologische, strukturelle und sonstige Hindernisse im Weg. Für das theoretische
Biogaspotenzial bedeutet dies unter anderem, dass die gesamten Landwirtschaftsflächen
einschließlich Dauergrünland und Stilllegungsflächen als Anbauflächen von Energiepflanzen genutzt werden. Als Folge wäre u.a. eine Nahrungsmittelversorgung Deutschlands ohne Importe nicht möglich.
Das Biogaspotenzial setzt sich aus folgenden Positionen zusammen:
•
•
•
•
Energiepflanzen
Ernterückstände und Exkremente
Industrielle Reststoffe
Kommunale Reststoffe (kommunaler Abfall, Gras aus Dauergrünland, Landschaftspflegematerial)
In Tabelle A-18 ist die regionale Potenzialverteilung in den Bundesländern für das Jahr
2005 dargestellt. Dabei wurden die Potenziale auf Basis des technischen Biomassepotenzials im Jahr 2005 erhoben mit der Annahme, dass die gesamten Ackerflächen als
Anbaufläche von Energiepflanzen genutzt werden. Somit ergibt sich für ganz
Deutschland ein theoretisches Potenzial von 578 Mrd. kWh Biogas, das bei einem durchschnittlichen Heizwert von 6 kWh/m³ einer Biogasproduktion von 96,3 Mrd. m³/a entspricht.
73
Tabelle A-18: Theoretisches Biomassepotenzial in Deutschland /WI 06b/, /eigene
Berechnungen/
Deutschland
530.292
Ernterückstände
und Exkremente
(Mio. kWh)
31.115
Bayern
Niedersachsen
Nordrhein-Westfalen
Baden-Württemberg
Mecklenburg-Vorpommern
Brandenburg
Sachsen-Anhalt
Schleswig-Holstein
Sachsen
Hessen
Thüringen
Rheinland-Pfalz
Saarland
Hamburg
Berlin
Bremen
93.101
82.480
48.034
37.364
48.141
46.724
44.635
28.989
32.116
21.558
27.461
17.677
1.631
254
62
67
7.290
7.149
4.210
2.423
1.222
1.239
1.281
2.010
1.149
1.173
863
983
95
11
1
17
Energiepflanzen
(Mio. kWh)
Industrielle
Reststoffe
(Mio. kWh)
3.767
Kommunale
Reststoffe
(Mio. kWh)
12.850
683
691
580
517
84
117
115
136
178
226
83
222
35
64
8
28
2.862
2.067
1.781
1.568
389
410
342
567
441
859
255
790
145
149
183
42
Potenzial gesamt
(Mio. kWh)
578.024
103.936
92.387
54.604
41.872
49.835
48.490
46.372
31.701
33.884
23.816
28.662
19.673
1.905
478
254
154
Das technische Potenzial bezeichnet den Anteil des theoretischen Potenzials, das unter
Berücksichtigung der gegebenen technischen sowie ggf. vorhandener struktureller und
ökologischer Restriktionen bzw. der gesetzlichen Vorgaben nutzbar ist.
Für die Erhebung des technischen Potenzials wird für das Jahr 2005 zur Abschätzung
der Biogasgewinnung aus Energiepflanzen eine Anbaufläche von 550.000 ha für ganz
Deutschland zugrunde gelegt. Dieser Flächenanteil berechnet sich aus den gesamten
Stilllegungsflächen von etwa 1,2 Mio. ha, abzüglich der Flächenutzung für den Rapsanbau (400.000 ha), für den Getreideanbau zur Bioethanolerzeugung (150.000 ha) und der
Anbauflächen zur sonstigen stofflichen Nutzung (100.000 ha).
In Summe ergibt sich für Deutschland ein Biogaspotenzial von ca. 72,2 Mrd. kWh bzw.
12,0 Mrd. m³ Erdgas pro Jahr. Durch die Aufbereitung auf Erdgasqualität könnten somit
7,5 Mrd. m³/a Erdgasäquivalent produziert werden, was etwa 7,4 % des derzeitigen
Erdgasverbrauchs von 101,9 Mrd. m³/a entspricht. Eine Aufschlüsselung des technischen
Potenzials unter Berücksichtigung der Flächenrestriktionen erfolgt in Tabelle A-19.
74
Tabelle A-19: Technisches
Biomassepotenzial
in
Deutschland
Flächenrestriktionen /WI 06b/, /eigene Berechnungen/
Deutschland
24.503
Ernterückstände
und Exkremente
(Mio. kWh)
31.115
Bayern
Niedersachsen
Nordrhein-Westfalen
Baden-Württemberg
Schleswig-Holstein
Brandenburg
Sachsen-Anhalt
Hessen
Sachsen
Rheinland-Pfalz
Thüringen
Saarland
Hamburg
Berlin
Bremen
4.302
3.811
2.219
1.726
1.339
2.159
2.224
2.062
996
1.484
817
1.269
75
12
3
3
7.290
7.149
4.210
2.423
2.010
1.239
1.222
1.281
1.173
1.149
983
863
95
11
1
17
Energiepflanzen
(Mio. kWh)
Industrielle
Reststoffe
(Mio. kWh)
3.767
Kommunale
Reststoffe
(Mio. kWh)
12.850
683
691
580
517
136
117
84
115
226
178
222
83
35
64
8
28
2.862
2.067
1.781
1.568
567
410
389
342
859
441
790
255
145
149
183
42
inkl.
der
Potenzial gesamt
(Mio. kWh)
72.234
15.137
13.718
8.790
6.234
4.052
3.925
3.919
3.800
3.254
3.252
2.812
2.470
350
236
195
90
Neben den Flächenrestriktionen wird das technische Biomassepotenzial durch weitere
Restriktionen vermindert. Nachfolgende Aspekte geben die Einschränkungen, Parameter und Probleme wieder, die eine Biogaseinspeisung in das Erdgasnetz einschränken
könnten und somit das erhobene technische Potenzial mindern. Die Restriktionen sind
in substratspezifische und Einspeise-Restriktionen unterteilt. Da hierzu nur eine unzureichende Datenbasis verfügbar ist, wird eine globale Betrachtung durchgeführt.
Für die verschiedenen Substrate sind folgende Transportbeschränkungen und Restriktionen zu nennen /WI 06c/:
•
•
•
•
Gülle: 50 %
Aus wirtschaftlichen und logistischen Gründen sollte Gülle möglichst nicht über
5 – 10 km transportiert werden. Zudem sind viele Betriebe zu klein, um eine Biogasanlage mit Gasaufbereitung wirtschaftlich betreiben zu können.
Substrate aus nachwachsenden Rohstoffen: 0 %
Auf Grund der höheren Energiedichte von Nachwachsenden Rohstoffen
(NawaRos) liegen die wirtschaftlich vertretbaren Transportentfernungen bei
maximal 25 km und können daher uneingeschränkt zur Biogaserzeugung
einschließlich Aufbereitung herangezogen werden.
Industrielle Reststoffe: 100 %
Industrielle Reststoffe werden in der Regel bereits in den Betrieben zur energetischen Eigenversorgung verwendet und stehen somit zur Biogaserzeugung und
Einspeisung nicht mehr zur Verfügung.
Kommunale Reststoffe: 0 %
Die Transportentfernung von kommunalen Reststoffen liegt wegen der hohen
Energiedichte z.T. höher als die der Substrate aus NawaRos. Es wird daher von
einer vollständigen Verfügbarkeit dieser Substrate für eine Gaseinspeisung
ausgegangen.
Aus den Restriktionen ergibt sich somit eine technische Verfügbarkeit des Biogaspotenzials für Deutschland von 52,9 Mrd. kWh (vgl. Tabelle A-20).
75
Tabelle A-20: Technisches Potenzial unter Berücksichtigung der SubstratEinspeiserestriktionen /WI 06c/, /eigene Berechnungen/
und
Energiepflanzen
(Mio. kWh)
Ernterückstände
und Exkremente
(Mio. kWh)
Industrielle
Reststoffe
(Mio. kWh)
Kommunale
Reststoffe
(Mio. kWh)
Biogaspotenzial
gesamt
(Mio. kWh)
Deutschland
24.503
15.557
0
12.850
52.910
Bayern
Niedersachsen
Nordrhein-Westfalen
Baden-Württemberg
Schleswig-Holstein
Brandenburg
Sachsen-Anhalt
Hessen
Sachsen
Rheinland-Pfalz
Thüringen
Saarland
Hamburg
Berlin
Bremen
4.302
3.811
2.219
1.726
1.339
2.159
2.224
2.062
996
1.484
817
1.269
75
12
3
3
3.645
3.574
2.105
1.211
1.005
620
611
640
586
575
492
432
47
6
1
8
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2.862
2.067
1.781
1.568
567
410
389
342
859
441
790
255
145
149
183
42
10.809
9.453
6.105
4.506
2.911
3.188
3.224
3.045
2.442
2.499
2.098
1.955
268
166
186
54
Bei den Einspeiserestriktionen sind folgende Punkte die wichtigsten Aspekte:
•
•
•
•
Zugang zum Erdgasnetz
Hierfür werden keine Flächenrestriktionen angesetzt. Es wird davon
ausgegangen, dass das Erdgasnetz soweit verbreitet ist, dass im gesamten
Bundesgebiet eine Biogaseinspeisung möglich ist (max. Transportentfernung 15
bis 20 km).
Gastechnische Beschaffenheit des einzuspeisenden Gases
Es wird vorausgesetzt, dass die Aufbereitungstechnik soweit ausgereift ist, dass
aufbereitetes Biogas erzeugt werden kann, das vollständig kompatibel (z.B.
Druck, Heizwert) mit der örtlich verteilten Grundgasqualität ist. Das Potenzial
wird von diesem Aspekt nicht eingeschränkt.
Netzseitige Kapazitätsgrenzen
Hinsichtlich der Gasaufnahmekapazität sind von Seiten des Gasnetzes
Einschränkungen festzustellen, die im Wesentlichen durch die saisonalen und
tageszeitlich schwankenden Gasbezüge der Abnehmer geprägt ist. Dadurch
treten Verbrauchsminima insbesondere in Sommernächten (= Sommergrundlast)
auf. Da eine Speicherfunktion des Gasnetzes nur bedingt vorhanden ist, wird das
einzuspeisende Potenzial durch diese Aspekte begrenzt.
Zusätzliche Aspekte
Ein beliebiger Austausch zwischen Regionen ist nicht möglich, da eine
Transportfunktion nur in definierten Richtungen (von Übergabestellen zu
Verbrauchern) möglich ist. Zudem bestehen langfristige Gaslieferverträge, die
eine kontinuierliche Abnahme der Lieferung der Gasproduzenten vorsehen.
Würden hohe Anteile an Biogas eingespeist werden, so müssten gewisse Mengen
an Gas im Erdgasnetz zwischengespeichert werden. Dieses Speichervolumen
steht jedoch derzeit nicht zur Verfügung.
76
Unter der Annahme, dass die Produktgaserzeugung der Einzelanlagen bei 250 Nm³/h
bzw. 500 Nm³/h liegt – diese Aufbereitungsmenge ist von derzeitig am Markt befindlichen Anlagen möglich – und die Anlagen jährliche Betriebsstunden von ca. 8.000 h/a
aufweisen, ist die Anlagenanzahl für das erhobene Biogaspotenzial in Deutschland
begrenzt auf 2.756 (als Obergrenze) bzw. 1.378 Anlagen (als Untergrenze) (siehe
Tabelle A-21).
Tabelle A-21: Anlagenanzahl in Abhängigkeit des Volumenstroms
Anlagenanzahl bei Anlagenanzahl bei
ErdgasäquiVolumenstrom von Volumenstrom von
valent (Mio. m³) 250 Nm³/h Erdgas 500 Nm³/h Erdgas
je Anlage
je Anlage
Biogaspotenzial
gesamt
(Mio. kWh)
Biogaspotenzial
gesamt (Mio. m³)
Deutschland
52.910
8.818
5.511
2.756
1.378
Bayern
Niedersachsen
Nordrhein-Westfalen
Baden-Württemberg
Schleswig-Holstein
Brandenburg
Sachsen-Anhalt
Hessen
Sachsen
Rheinland-Pfalz
Thüringen
Saarland
Hamburg
Berlin
Bremen
10.809
9.453
6.105
4.506
2.911
3.188
3.224
3.045
2.442
2.499
2.098
1.955
268
166
186
54
1.801
1.575
1.018
751
485
531
537
507
407
417
350
326
45
28
31
9
1.126
985
636
469
303
332
336
317
254
260
219
204
28
17
19
6
563
492
318
235
152
166
168
159
127
130
109
102
14
9
10
3
281
246
159
117
76
83
84
79
64
65
55
51
7
4
5
1
Für die Einspeisung von Biogas gibt es zwei Möglichkeiten. Einerseits kann eine Einspeisung als Austauschgas erfolgen, wobei das eingespeiste Gas der Qualität des Erdgases entsprechen muss (DVGW-Regelwerk u.a. DVGW Arbeitsblatt G 262) und somit
dieses ersetzt. Andererseits kann Biogass als Zusatzgas in kleinen Mengen dem Erdgas
im Netz beigemischt werden. Dadurch muss es nicht die gleiche Qualität aufweisen, wie
das Austauschgas.
Für die Erhebung des CO2-Verminderungspotenzials wird die Annahme getroffen, dass
das gesamte Biogas zum Austauschgas aufbereitet wird. Das Austauschgas verdrängt
Erdgas, welches zur Strom- und Wärmeerzeugung in einem BHKW eingesetzt werden
kann und dann nach EEG vergütet wird. Der CO2-Ausstoß würde daher um die
Emissionen vermindert, die die Menge des ersetzten Erdgases erzeugen würden. Das
entspricht unter der Annahme einer vollständigen Verbrennung einer Menge von
56 g CO2/MJ (vgl. Teil I zur Methodik) bzw. 1.750 g CO2/m³Erdgas. Durch die Aufbereitung
des gesamten Biogaspotenzials auf Erdgasqualität und die Einspeisung ins Erdgasnetz
könnten somit die jährlichen Emissionen um 9,6 Mt CO2 vermindert werden. Dabei wird
nicht zwischen dem Ersatz von H-Gas oder L-Gas unterschieden, welche sich unter
anderem in der Dichte, dem Heizwert und somit auch dem Wobbe-Index unterscheiden.
Die Biogaseinspeisung ist eine Maßnahme zur CO2-Verminderung durch Neubau und
ersetzt somit keine Referenztechnologie. Daher stehen der Maßnahme keine Investitionskosten der Referenz, wie Restinvestitionskosten oder Ersatzinvestitionskosten,
77
gegenüber. Falls Investitionen am Gasnetz, wie beispielsweise zur Netzinstandhaltung,
getätigt werden, fallen diese unabhängig von der Biogaseinspeisung an und brauchen
für die folgenden Kostenberechnungen nicht berücksichtigt werden. Alle weiteren für die
Verminderungskosten notwendigen Daten werden in Tabelle A-22 dargestellt. Die
Daten werden dabei jährlich aufgeschlüsselt bzw. über einen Betrachtungszeitraum von
15 Jahren nach /WI 06d/ erhoben. Für die folgenden Kostenberechnungen bilden das
Verdrängungspotenzial des aufbereiteten Biogases an Erdgas, die damit verminderten
CO2-Emissionen, die aus vollständiger Verbrennung des Erdgases entstehen, und die
Grenzübergangskosten von Erdgas (13,37 ct/m³) aus dem Jahr 2005 die Datengrundlage.
Da das Biogas aus regenerativen Energien erzeugt wird, wird der Emissionsausstoß der
Biogasanlagen mit „Null“ angesetzt, da bei der Umwandlung nicht mehr CO2 emittiert
wird, als während des Wachstums / Entstehung der regenerativen Brennstoffe aufgenommen wurde und eine Eigenversorgung mittels Strom und Wärme gegeben ist. Der
Strombedarf bei der Biogasaufbereitung wird über die öffentliche Stromversorgung
gewährleistet. Dadurch wird – bezogen auf die gesamte Biogaseinspeisetechnologie –
Kohlendioxid emittiert. Nach dem deutschen Strommix werden dafür CO2-Emissionen in
Höhe von ca. 558,2 g CO2/kWhel festgelegt (vergleiche Methodikteil Kapitel
„METHODIK“). Die CO2-Emissionen werden für die jeweiligen Maßnahmen in den entsprechenden Tabellen ausgewiesen. Die Emissionen sind unabhängig von der Leitungslänge, da sich der Strombedarf auf die Aufbereitungsanlagen bezieht.
Tabelle A-22: Daten des durch Biogas verdrängten Erdgases
Referenz
Investitionskosten
variable Kosten
(Grenzübergangskosten)
Energieträger
verdrängte Energiemenge
Emissionsausstoß
jährlich
im Betrachtungszeitraum
-
-
737 Mio. €/a
11.052 Mio. €
Erdgas
5.511 Mio. m³/a
9.644.250 t CO2/a
82.665 Mio. m³
144.663.750 t CO2
Der Referenz wird als Maßnahme die Biogasaufbereitung auf Erdgasqualität und anschließender Einspeisung in das Gasnetz in einer NawaRo-Anlage (Rohgasmenge:
500 Nm³/h) und einer Biogasaufbereitungsanlage (500 Nm³/h bzw. 250 Nm³/h Produktgas) gegenübergestellt. Zwischen Rohgas und Produktgas besteht dabei der Zusammenhang, dass aus etwa 500 Nm³/h Rohgas gut 250 Nm³/h Produktgas erzeugt werden
können. Diese Erzeugungsmenge gibt auch die Anlagengröße an.
Die Strecke zwischen Biogasaufbereitung und Biogaseinspeisepunkt wird für die Erhebung der Verminderungskosten auf 500 m, 5.000 m und 15.000 m festgesetzt. Die für die
nachfolgenden Berechnungen notwendigen Parameter werden in Tabelle A-23 bis
Tabelle A-25 zusammengefasst. Dabei werden zwei mögliche Maßnahmen untersucht:
•
•
Maßnahme A; Produktgasaufbereitung 250 Nm³/h
Maßnahme B; Produktgasaufbereitung 500 Nm³/h
78
Für die Maßnahmen werden daher Anlagengrößen angesetzt, die derzeit den auf dem
Markt verfügbaren Stand der Technik widerspiegeln. Das heißt, dass für eine Produktgasaufbereitung von 500 Nm³/h zwei Biogasanlagen mit einer Rohgaserzeugung von
500 Nm³/h betrieben werden müssen; bei einer Biogasaufbereitung von 250 Nm³/h ist
demnach nur eine Biogasanlage notwendig. Die technische Lebensdauer der Anlage wird
mit 15 Jahren angesetzt.
Tabelle A-23: Daten der Maßnahmen bei einer Länge der Gasleitung von 500 m
Maßnahme A
(Einspeisung von 250 Nm³/h Produktgas)
jährlich
Maßnahme B
absolut
jährlich
absolut
Investitionskosten pro Anlage
0,23 Mio. €/a
3,39 Mio. €
0,44 Mio. €/a
6,61 Mio. €
variable Kosten pro Anlage
1,70 Mio. €/a
25,51 Mio. €
3,37 Mio. €/a
67,49 Mio. €
Biomethan
Energieträger
verdrängbare Energiemenge
pro Anlage
gesamte verdrängbare
Energiemenge
Emissionen pro Anlage
Emissionen gesamt
Biomethan
2,00 Mio. m³/a
30,00 Mio. m³
4,00 Mio. m³/a
60,00 Mio. m³
5.511 Mio. m³/a
82.665 Mio. m³
5.511 Mio. m³/a
82.665 Mio. m³
665 t/a
9.968 t
1.329 t/a
39.874 t
915.669 t/a
13.735.040 t
1.831.339 t/a
54.940.162 t
Tabelle A-24: Daten der Maßnahmen bei einer Länge der Gasleitung von 5.000 m
Maßnahme A
Maßnahme B
jährlich
absolut
jährlich
absolut
0,27 Mio. €/a
4,06 Mio. €
0,49 Mio. €/a
7,28 Mio. €
1,77 Mio. €/a
26,49 Mio. €
3,44 Mio. €/a
68,79 Mio. €
Biomethan
Energieträger
pro Anlage
Energiemenge
Emissionen gesamt
Biomethan
2,00 Mio. m³/a
30,00 Mio. m³
4,00 Mio. m³/a
60,00 Mio. m³
5.511 Mio. m³/a
82.665 Mio. m³
5.511 Mio. m³/a
82.665 Mio. m³
665 t/a
9.968 t
1.329 t/a
39.874 t
915.669 t/a
13.735.040 t
1.831.339 t/a
54.940.162 t
79
Tabelle A-25: Daten der Maßnahmen bei einer Länge der Gasleitung von 15.000 m
Maßnahme A
Maßnahme B
jährlich
absolut
jährlich
absolut
0,37 Mio. €/a
5,56 Mio. €
0,59 Mio. €/a
8,78 Mio. €
1,91 Mio. €/a
38,22 Mio. €
3,58 Mio. €/a
71,69 Mio. €
Biomethan
Energieträger
pro Anlage
Energiemenge
2,00 Mio. m³/a
30,00 Mio. m³
4,00 Mio. m³/a
60,00 Mio. m³
5.511 Mio. m³/a
82.665 Mio. m³
5.511 Mio. m³/a
82.665 Mio. m³
Emissionen gesamt
Biomethan
665 t/a
9.968 t
1.329 t/a
39.874 t
915.669 t/a
13.735.040 t
1.831.339 t/a
54.940.162 t
Die Aufbereitung von Biogas und Einspeisung in das Erdgasnetz ist eine Maßnahme zur
CO2-Verminderung durch Neubau, wobei keinerlei bestehende Technologien ersetzt
werden, die als Referenzen zu Grunde gelegt werden können. Dadurch werden die
Investitionskosten der Referenz jeweils mit 0 € datiert. Als variable Kosten der Referenz
werden die Grenzübergangskosten der Erdgasmenge angesetzt, die durch die Einspeisung von 250 Nm³/h bzw. 500 Nm³/h Biomethan substituiert wird. Die Grenzübergangskosten sind auch der minimale Erlös, der durch den Biogasbetreiber erwirtschaftet
werden kann. Aus dieser Produktionsmenge ergibt sich zudem die Emissionsminderung.
Für die Erhebung der spezifischen und kumulierten Verminderungskosten wird vorausgesetzt, dass das gesamte Potenzial mit dem Bau von Anlagen der Größenordnung
entweder 250 Nm³ oder 500 Nm³ Produktgas erschlossen werden kann. Eine Kombination beider Größen wird nicht betrachtet.
Quasivolkwirtschaftliche Betrachtung
Die zuerst dargestellte Berechnung der Verminderungskosten beruht auf dem Prinzip
der quasivolkswirtschaftlichen Betrachtung (vgl. Teil I zur Methodik) ohne Berücksichtigung von nicht monetär bewertbaren Zusatzeffekten, wie z.B. Arbeitsmarkteffekten.
Die dynamischen Verminderungskosten werden für die betrachteten Maßnahmen und
Entfernungen zwischen Aufbereitungs- und Einspeisepunkt in Tabelle A-26 dargelegt.
Für die Berechnung wird eine Betriebsdauer von 15 Jahren angesetzt. /WI 06d/
Tabelle A-26: Dynamische
Verminderungskosten
Betrachtung in €/t CO2
Verminderungskosten in €/tCO2
500 m Gasleitung
der
5.000 m Gasleitung
15.000 m Gasleitung
Maßnahme A
564
602
687
Maßnahme B
557
576
619
Für jede vermiedene Tonne CO2 gelten die gleichen Bedingungen für die Berechnungsgrundlage der Verminderungskosten. Das bedeutet, dass sich u.a. die finanziellen
80
Grundlagen mit der Anzahl der erbauten Biogasanlagen nicht ändern. Auch die Preise
der eingesetzten Energieträger betragen für die x-te erbaute Anlage den gleichen Wert,
wie für die erste realisierte Anlage. Daher haben die in Abbildung A-58 dargestellten
Grafen der spezifischen CO2-Verminderungskosten keine Steigung. In der Realität wird
auf Grund der Nutzungskonkurrenzen bei gleichzeitiger Verknappung der Biomasse
eine Preissteigerung prognostiziert. Das bedeutet, dass die spezifischen Verminderungskosten mit steigender substituierter Erdgasmenge höhere Werte annehmen werden. Die
kumulierten Verminderungskurven werden in Folge dessen nicht mehr linear verlaufen,
sondern parabelförmig. Der Unterschied bei den Verminderungskosten einzelner
Anlagen entsteht durch die Variation der Größe und der Entfernung zwischen Biogaserzeugung und Einspeisung. Somit ergibt sich für die Verminderung der CO2-Emissionen
um eine Tonne eine Kostenspanne, deren Obergrenze der Biogasanlagen mit einer
Produktgasproduktion von 250 Nm³/h bei 15 km Gasleitung und deren Untergrenze die
Biogasanlagen mit einer Produktgasproduktion von 500 Nm³/h und 500 m Gasleitung
bildet. Für die kumulierten Verminderungskosten ergibt sich ebenfalls eine Spanne, die
in Abbildung A-59 dargestellt ist.
700
600
500
400
300
200
100
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Abbildung A-58: Verminderungskosten der quasivolkswirtschaftlichen Betrachtung
Verminderungskosten in Mio. €/a
7
6
5
4
3
2
1
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Abbildung A-59: Kumulierte Verminderungskosten
Betrachtung
der
81
Auf Grund der Fixkosten, und der Volllaststundenanzahl einer jeden Anlage müsste der
eigentliche Verlauf der kumulierten Verminderungskosten stufenweise erfolgen. Auf
Grund der hohen Modularität der Anlagen ist jedoch nahezu jede Anlagengröße denkbar.
Daher wird für den Kurvenverlauf der kumulierten Verminderungskosten eine
Ursprungsgerade angesetzt.
Betriebswirtschaftliche Betrachtung
Eine betriebswirtschaftliche Betrachtung der Biogaseinspeisung aus Sicht eines Biogasanlagenbetreibers berücksichtigt folgende Aspekte. Die Wirtschaftlichkeit einer Biogasaufbereitungsanlage bzw. die Verminderungskosten werden neben den Investitionskosten und Betriebskosten auch aus den Erlösen bestimmt, welche aus dem Verkauf von
Biogas in Erdgasqualität resultieren. Die Verminderungskosten aus der betriebswirtschaftlichen Betrachtung liegen daher unter den Kosten der volkswirtschaftlichen
Betrachtung. Für eine Erhebung der Erlöse aus dem Biogasverkauf werden folgende
Annahmen zu Grunde gelegt:
Der für den Biogasanlagenbetreiber erzielbare Verkaufspreis wird durch die EEGVergütung der Biogasverstromung in einem BHKW beschränkt. Diese stehen jedoch laut
EEG dem BHKW-Betreiber und nicht dem Biogaserzeuger zu. Das Maximum des Erlöses für den Biogasanlagenbetreiber ist die EEG-Vergütung des BHKW-Betreibers
(Rahmendaten für die Kostenberechnung: 8.000 Betriebsstunden, KWK-Bonus bei
90 %-iger Wärmenutzung, NawaRo-Bonus, Technologie-Bonus, Baujahr der BHKWAnlage 2007). Dabei wird festgelegt, dass der BHKW-Betreiber durch den Verkauf von
Strom mittels der EEG-Vergütung keine Gewinne oder Verluste erzielt und der Biogasanlagenbetreiber somit die komplette EEG-Vergütung erhält. Dieser maximale Erlös des
Biogasanlagenbetreibers wird durch die Kosten, die bei der Durchleitung von aufbereitetem Biogas im Erdgasnetz entstehen, reduziert, da diese Kosten dem Erzeuger zu Last
gelegt werden. Die Durchleitungskosten sind abhängig von der Entfernung zwischen
Einspeise- und Ausspeisepunkt, sowie dem Leitungsdurchmesser. Exemplarisch fallen
für eine Durchleitungsentfernung von 50 km – zwischen Biogaseinspeisepunkt und
BHKW-Standort – bei einer Einspeisemenge von 20.000 MWh bzw. 50.000 MWh Erdgas
Durchleitungskosten in Höhe von 0,262 ct/kWhErdgas bzw. 0,204 ct/kWhErdgas an. Die
Verminderungskosten, die nach der betriebswirtschaftlichen Betrachtung anfallen, sind
für die betrachteten Maßnahmen in Tabelle A-27 dargestellt.
Tabelle A-27: Dynamische Verminderungskosten der betriebswirtschaftlichen Betrachtung in €/t CO2
500 m Gasleitung
5.000 m Gasleitung 15.000 m Gasleitung
Maßnahme A
46
84
168
Maßnahme B
98
117
159
Die aufzuwendenden Kosten ändern sich mit der Anzahl der realisierten Biogasanlagen
und somit für die substituierte Gasmenge nicht. Damit unterscheiden sich die Verminderungskosten wiederum nur durch die Biogasanlagengröße und der Entfernung
zwischen Biogaserzeugung und Einspeisung in das Erdgasnetz. Unter Berücksichtigung
der möglichen maximalen Erlöse reduzieren sich die betriebswirtschaftlichen Verminde-
82
rungskosten im Vergleich zur volkswirtschaftlichen Betrachtung. Dennoch liegen die
Verminderungskosten
im
positiven
Bereich
(vgl.
Abbildung A-60
und
Abbildung A-61). Die spezifischen Verminderungskosten haben, ebenso wie die der
quasivolkswirtschaftlichen Verminderungskosten, keine Steigung, da sich die Maßnahmen beider Betrachtungsweisen nicht unterscheiden und die Vergütungen unabhängig
von der eingespeisten aufbereiteten Biomethanmenge ist.
Die Erlöse aus dem Wärmeverkauf wurden bei der betriebswirtschaftlichen Betrachtung
nicht beachtet. Diese können eine weitere Reduktion der Verminderungskosten
verursachen und die Einspeisung in das Erdgasnetz betriebswirtschaftlich rentabel
werden lassen.
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Abbildung A-60: Verminderungskosten der betriebswirtschaftlichen Betrachtung
1,8
1,6
1,4
1,2
1,0
0,8
0,6
0,4
0,2
0,0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Abbildung A-61: Kumulierte
Betrachtung
Verminderungskosten
der
betriebswirtschaftlichen
83
Ausblick: Betrachtung vorgelagerter Emissionen im Energiepflanzenanbau
Methodisch werden innerhalb dieses Projekts keine vorgelagerten Emissionen betrachtet. Als Ausblick werden kurz die vorgelagerten Emissionen vorgestellt, die sich
aus der Energiepflanzenproduktion und deren Transport ergeben. Hiermit können
ganzheitliche Aussagen bezüglich des CO2-Verminderungspotenzials getroffen werden.
Die Energiepflanzenproduktion setzt sich aus den Positionen Saatgut, Düngemittel,
Pflanzenschutzmittel, Betriebsmittel, sowie Feldarbeit zusammen. Zusätzlich werden
noch Aussagen zu den Emissionen gemacht, welche bei einer Transportstrecke von
50 km anfallen. Die Auswahl der Energiepflanzen beruht auf einen möglichen Anbaumix
aus Maisganzpflanzen, Weizen und Grünroggen (Vereinfachte Zusammensetzung:
Roggen und Roggenstroh). In der Tabelle A-28 werden je Energieträger die Werte des
Kumulierten Energieaufwands (KEA) inklusive des kumulierten regenerativen (KRA)
und nicht regenerativen Energieaufwands (KNRA) ausgewiesen. Für die Verminderungskostenerhebung wird das ausgewiesene Treibhauspotenzial (GWP) herangezogen.
Tabelle A-28: Vorgelagerte Emissionen des Energiepflanzenanbaus und des Transports
/IGE 06/
Energiepflanzenproduktion
Transport
Summe
Transportentfernung (km)
GWP (g/MJ) GWP (g/MJ)
Ertrag
(GJ/(ha*a))
KEA (%)
Maisganzpflanze
288,0
107,5
6,5
101,0
5,6
50,0
4,6
10,2
Weizen
100,0
115,9
13,3
102,5
11,7
50,0
0,8
12,5
Roggen
73,0
118,2
15,9
102,3
13,5
50,0
1,1
14,6
Roggenstroh
115,0
103,4
3,4
100,0
2,9
50,0
3,3
6,2
KNRA (%)
KRA (%)
GWP (g/MJ)
Um eine Aussage bezüglich des Einflusses der Emissionen auf die quasivolkswirtschaftlichen Verminderungskosten zu treffen, wird exemplarisch für die Maßnahme A
der anteilsmäßige Energiepflanzeneinsatz ermittelt. Daraus abgeleitet ergibt sich pro
Anlage ein Treibhauspotenzial von etwa 970 t CO2/a. Unter Berücksichtigung dieser
Vorkette reduzieren sich die verminderten CO2-Emissionen, welche für die Biogaseinspeisung erhoben wurden. Als Fazit steigen die quasivolkswirtschaftlichen Verminderungskosten (vergleiche Tabelle A-29). Bei der Betrachtung von Maßnahme B, wie auch
bei der Erhebung der betriebswirtschaftlichen Verminderungskosten, steigen – unter
Berücksichtigung der vorgelagerten Emissionen – die CO2-Verminderungskosten. Ein
Vergleich mit den Ergebnissen anderer Technikbereiche ist jedoch unzulässig, da dort
die vorgelagerten Emissionen, gemäß den gesetzten Rahmenbedingungen für dieses
Projekt nicht berücksichtigt wurden.
Tabelle A-29: Dynamische Verminderungskosten der quasivolkswirtschaftlichen Betrachtung in €/t CO2 unter Berücksichtigung der vorgelagerten Emissionen
Maßnahme A
500 m Gasleitung
5.000 m Gasleitung
15.000 m Gasleitung
571
609
695
84
Da die erhobenen dynamischen Verminderungskosten für alle betrachteten Fälle
positive Ergebnisse liefern, ist die Maßnahme aus betriebswirtschaftlicher sowie aus
quasivolkswirtschaftlicher Sicht zur CO2-Verminderung unwirtschaftlich, d.h. für den
betrachteten Zeitraum verursacht die Biogaserzeugung und Aufbereitung zu Biomethan
höhere Gesamtkosten als die Referenz. Zudem ist festzuhalten, dass die quasivolkswirtschaftlichen Verminderungskosten je Tonne CO2 bei Anlagen mit einer höheren
stündlichen Biomethanproduktion nur unwesentlich niedriger sind und sich die Entfernung zwischen Biogasaufbereitung und Einspeisepunkt kaum auf die Kosten auswirkt
(siehe Tabelle A-26).
Die Kosten der Maßnahme A (Produktgasaufbereitung 250 Nm³/h) liegen unterhalb der
Maßnahme B (Produktgasaufbereitung 500 Nm³/h) (vgl. Tabelle A-27). Dies ist bedingt
durch die höheren Einspeisevergütungen, die Blockheizkraftwerken niedrigerer Leistungsklasse zugeteilt werden.
Die Biogaseinspeisung kann für einen Betreiber der Biogasanlage derzeit auf Grund der
bislang unzureichend geklärten Vergütungsregelung nur dann wirtschaftlich sein, wenn
der Biogaserzeuger zugleich BHKW-Betreiber ist, der Strom nach EEG vergütet wird
und zusätzlich die Wärme der KWK-Anlage abgesetzt werden kann. Dennoch besteht für
diese Thematik von Seiten der Regierung noch dringender Regelungsbedarf.
2.4.6 Fazit und Abschätzung des praktischen Potenzials
Nachdem die Technologie der Biogasaufbereitung auf Erdgasqualität und anschließender Einspeisung in des deutsche Gasnetz erst in den Anfängen steht, ist eine Einschätzung der weiteren Entwicklung und somit eine Aussage zu den praktischen Potenzialen
der CO2-Verminderung nur eingeschränkt möglich. Anhand der geplanten bzw. realisierten Projekte ist ein Trend für diese Technologie erkennbar, welchem jedoch momentan
hohe CO2-Verminderungskosten gegenüberstehen.
Für einen anhaltenden Ausbau der Biogasaufbereitungsanlagen sprechen folgende
Aspekte:
•
•
Durch die Biogaseinspeisung wird Erzeugung und Verbrauch örtlich entkoppelt.
Dadurch ist bei der Verstromung bei gleichzeitigem (vollständigen) Absatz der
Abwärme der KWK-Anlage eine effizientere Nutzung des Biogases möglich als
bei der Biogasnutzung in herkömmlichen Blockheizkraftwerken, wo größtenteils
nur ein geringer Anteil der Abwärme genutzt wird und die Restenergie
ungenutzt an die Umgebungsluft abgegeben wird.
Da die Technologie erst seit kurzem die Marktreife erlangt hat, ist für die
nächsten Jahre mit weiteren Fortschritten bzw. Neuerungen in der Technologie
der Biogaserzeugung, -aufbereitung und -einspeisung zu rechnen, die mit einer
zu erwarteten Senkung der Investitionskosten einhergeht. Auch die politischen
Verpflichtungen in der Energiepolitik zu einem Ausbau der erneuerbaren
Energien innerhalb der nächsten Jahre und der festgelegten EEG-Vergütungen
wirken in dieser Sache förderlich. Weitere Anpassungen des EEGs bzw. neue
gesetzliche Regelungen würden sich ebenfalls auf einen weiteren Ausbau positiv
auswirken.
•
85
Die Biogaseinspeisung ist ein Beitrag zum Umwelt- und Klimaschutz, da im
Unterschied zu Erdgas die energetische Verwertung zu keinen zusätzlichen CO2Emissionen führt. Zudem kann sich die Realisierung solcher Projekte positiv auf
das Image eines Betriebes auswirken.
Grundsätzlich ist mit steigendem Energiebedarf, gleichzeitig knapper werdenden
Erdölreserven und einer hohen Importabhängigkeit (Erdöl und Erdgas) zu rechnen. Dies
führt unter anderem zu steigenden Energiepreisen und politischer Abhängigkeit. Durch
die Nutzung von Biogas zur Netzeinspeisung kann die Erdgaseinfuhr von 851 Mrd. kWh
(Stand 2002, /BMWI 07a/) um gut 7 % reduziert werden, wodurch die Importabhängigkeit von Erdgas sinken kann.
87
3
3.1
Ersatz alter Kohlekraftwerke durch Neuanlagen
3.1.1 Situation und Maßnahme
Als CO2-Verminderungsmaßnahme im Bestand wird der Ersatz alter Kohlekraftwerke
(Stein- und Braunkohle) betrachtet. Bei dieser Maßnahme wird der Tausch bestehender
Kohlekraftwerke gegen Neuanlagen analysiert. Dabei werden sowohl die möglichen
Verminderungspotenziale, wie auch die Verminderungskosten der Stein- und Braunkohlekraftwerke erhoben. Bei der Durchführung dieser Maßnahme werden jene Kraftwerke betrachtet, deren Bruttoleistung bei mindestens 100 MW und deren Stromkennzahl im KWK-Betrieb bei mindestens 0,5 liegt. Zusätzlich zu diesen KWK-Anlagen
werden auch Kraftwerke betrachtet, die der reinen Stromerzeugung dienen.
Abbildung A-62 zeigt links die Zusammensetzung des Brennstoffeinsatzes zur Stromerzeugung im Jahr 2005. Die Hälfte des Brennstoffeinsatzes entfällt auf die Kohlen, die
für ca. 86 % der CO2-Emissionen der Stromerzeugung verantwortlich sind. Rechts ist die
zeitliche Entwicklung der durchschnittlichen Jahresnutzungsgrade der Kraftwerke in
den vergangenen Jahren dargestellt, wie sie sich aus der Statistik zum Brennstoffeinsatz und der Stromerzeugung /AGEB 07/ und den Angaben zur Nettostromerzeugung aus /STB 08/ errechnen.
5.425 PJ
Übrige feste
Brennstoffe
2%
Braunkohle
28%
Steinkohle
22%
Erdgas
Netto-Nutzungsgrad in %
Gase
11%
Heizöl
2%
55
Kernenergie
32%
Wasserkraft
/ Windkraft
3%
50
Steinkohle
Braunkohle
45
40
35
30
1990
1993
1996
1999
2002
2005
Abbildung A-62: Energieträgereinsatz zur Stromerzeugung 2005 und Entwicklung der
Nettonutzungsgrade /AGEB 07/, /STB 08/
Demnach liegen die Nettonutzungsgrade der Steinkohlekraftwerke seit 1990 lediglich
leicht steigend bei ca. 37,5 %. Die Nettonutzungsgrade der Braunkohlekraftwerke
stiegen dagegen, v. a. bedingt durch den Ersatz ostdeutscher Anlagen, von etwa 31,5 %
auf ca. 34,5 % in 2005 an. Die dynamischste Entwicklung zeigt sich bei den ebenfalls
dargestellten, erdgasversorgten Kraftwerken, bei denen sich der Jahresnutzungsgrad
von 35,5 % auf etwa 51,5 % erhöht hat. Dies ist auf den Neubau von Gas-GuD-Kraftwerken zurückzuführen, durch deren höhere Ausnutzungsdauer bei gleichzeitig hohem
Wirkungsgrad der durchschnittliche Jahresnutzungsgrad überproportional gesteigert
wird.
88
Situation der Steinkohlekraftwerke
Nach Auswertung einer an der FfE aufgebauten Kraftwerksdatenbank, unterliegen
61 Steinkohlekraftwerke bzw. Kraftwerksblöcke den dargelegten Kriterien. Diese haben
in Summe eine elektrische Gesamtleistung von 20,5 GWnetto. Die derzeit betriebenen
Steinkohlekraftwerke wurden im Zeitraum zwischen 1962 und 2004 errichtet. Berücksichtigt man die Zeitpunkte der Revisionen4, so ist gut ein Drittel der installierten
Leistung älter als 30 Jahre, knapp 30 % sogar älter als 35 Jahre. /FfE 08/
22
44%
20
40%
18
36%
16
32%
14
28%
12
24%
10
20%
8
16%
6
12%
Leistung in GW
Wirkungsgrad in %
Neubau, erreichbarer Wirkungsgrad in %
4
2
0
1960
Wirkungsgrad in %
Leistung in GW
Die Entwicklung der Steinkohlekraftwerke (z.B. installierte Leistung, Wirkungsgradentwicklung) kann man Abbildung A-63 entnehmen.
8%
4%
0%
1965
1970
1975
1980
1985
1990
1995
2000
2005
Inbetriebnahmejahr
Abbildung A-63: Kumulierte Leistung und Nennwirkungsgrade der bestehenden
Steinkohlekraftwerke nach Inbetriebnahmejahr
Durch die technischen Entwicklungen und Neuerungen steigt der Wirkungsgrad der
Steinkohlekraftwerke mit den Jahren an. Die Entwicklung der statistischen Jahresnutzungsgrade bei Steinkohlekraftwerken aus Abbildung A-62 zeigt eine Abweichung von
der obigen Angabe.
Aus ökonomischer Sicht sind Steinkohlekraftwerke als Mittellastkraftwerke einzuordnen. Gemäß der merit-Order werden daher die Steinkohlekraftwerke mit niedrigem
Wirkungsgrad (hohen Grenzkosten) seltener angefragt, als solche mit hohem Wirkungsgrad (niedrigen Grenzkosten). Um die Nutzungsgradkurve zu erreichen, muss daher ein
mit der Ausnutzungsdauer gewichtetes Mittel der Wirkungsgrade gebildet werden.
Ältere Steinkohlekraftwerke haben aus diesem Grund niedrigere Ausnutzungsdauern
als die statistisch belegten durchschnittlichen 4.500 h pro Jahr. Neuere Kraftwerke
laufen entsprechend länger.
4
Unter Revision wird in der FfE-Kraftwerksdatenbank eine Ertüchtigung aufgeführt, wie sie z.B. in ostdeutschen
Braunkohleblöcken nach der Wende durchgeführt wurde.
89
Situation der Braunkohlekraftwerke
In der FfE-Kraftwerksdatenbank sind 53 Braunkohlekraftwerke bzw. Braunkohlekraftwerksblöcke erfasst, die als Anlagen mit teilweiser Wärmeauskopplung und einer
elektrischen Bruttoleistung größer 100 MW geführt werden. Diese Kraftwerksblöcke
nehmen eine Gesamtnettoleistung von 19,0 GWnetto ein. Die Braunkohlekraftwerke
wurden im Zeitraum zwischen 1957 und 2002 erbaut. Unter Berücksichtigung der
Zeitpunkte der Revision ergibt sich ein Durchschnittsalter der Anlagen von 28 Jahren.
46 % der Gesamtleistung ist in Anlagen installiert, die über 30 Jahre alt sind, knapp
22 % der Leistung ist älter als 35 Jahre. /FfE 08/
Auf Grund der technischen Entwicklungen steigt der Wirkungsgrad stetig. Für die
derzeit betriebenen Braunkohlekraftwerke bedeutet dies, dass der elektrische
Wirkungsgrad abhängig vom Inbetriebnahmejahr Werte zwischen etwa 26 % und 43 %
annimmt.
22
44
20
40
18
36
16
32
14
28
12
24
10
20
8
16
Leistung in GW
Wirkungsgrad in %
Neubau, erreichbarer Wirkungsgrad in %
6
12
4
8
2
4
0
1955
Wirkungsgrad in %
Leistung in GW
Die derzeit installierte kumulierte Leistung sowie die Wirkungsgrade der bestehenden
Braunkohlekraftwerke sind über dem Inbetriebnahmejahr aufgetragen und in
Abbildung A-64 dargestellt.
0
1960
1965
1970
1975
1980
1985
1990
1995
2000
2005
Inbetriebnahmejahr
Abbildung A-64: Kumulierte Leistung und Nennwirkungsgrade der bestehenden
Braunkohlekraftwerke nach Inbetriebnahmejahr
Der Verlauf der Nutzungsgrade bei Braunkohlekraftwerken deckt sich mit den Annahmen zur Wirkungsgradentwicklung aus der Kraftwerksdatenbank, da dieser Anlagentyp
als Grundlastkraftwerk eingesetzt wird. Die Leistung dieser Kraftwerke wird in der
merit-Order nahezu immer abgefragt, weshalb die Ausnutzungsdauer dieser Kraftwerke
daher bei 7.000 h im Jahr liegt.
Maßnahme
Als Maßnahme zur Reduzierung der CO2-Emissionen werden alle bestehenden Braunund Steinkohlekraftwerke heute (im Jahr 2006) durch neue Kraftwerke mit gleicher
Leistung ersetzt. Dies bedeutet im Speziellen, dass auch Kraftwerke vor Ablauf ihrer
90
Lebensdauer von 40 Jahren betroffen sind. Wurde während der Laufzeit eines Kohlekraftwerks eine Revision oder Lebensdauer verlängernde Maßnahme durchgeführt, so
erhöht sich die Lebensdauer entsprechend.
Die Emissionsreduzierung bei dieser Maßnahme wird durch die mit der Wirkungsgradsteigerung einhergehenden Reduktion des Brennstoffeinsatzes erreicht.
Bezüglich der Datengrundlage – Wirkungsgrad, Kosten, etc. – bedeutet dies für die
Kraftwerkstypen Folgendes:
•
•
•
•
Als
Ersatz
der
bestehenden
werden
Braunkohlekraftwerke mit optimierter Anlagentechnik (BoA) errichtet. Nach
/RWE 07/ erreichen die BoA 2&3 Netto-Wirkungsgrade > 43 %.
Als Ersatz der bestehenden Steinkohlekraftwerke werden Kraftwerke des Typs
„Referenzkraftwerk NRW“ erbaut, deren Wirkungsgrad die derzeit beste verfügbare Technik widerspiegelt. Der Netto-Wirkungsgrad wird daher mit ηel = 46 %
festgesetzt. /VGB 03/
Für die Investitionskosten werden die Kosten zu Grunde gelegt, welche bei
einem Neubau anfallen. Nach dem Vergleich verschiedener Quellen (/NRW 05/,
/AGFW 04/, /SCH 98/, u. a.), wurden die Angaben aus /FIS 07/ entnommen.
Weitere Daten der Maßnahme (z.B. Brennstoffkosten) werden gemäß Kapitel
„Methodik“ angesetzt.
Das theoretische Verminderungspotenzial ergibt sich aus der gesamten CO2-Einsparung,
die sich bei dem Austausch der alten Stein- und Braunkohlekraftwerke gegen neue
Kraftwerke mit höheren Wirkungsgraden errechnet. Dabei wird vorausgesetzt, dass der
jeweilige Kraftwerksstandort und die jährliche Stromerzeugung der jeweiligen Kraftwerke unverändert bleiben. Daher sind keine Standortrestriktionen zu erwarten, welche
das Potenzial weiter mindern können. Des Weiteren wird vorausgesetzt, dass keine
Restriktionen bezüglich des Rohstoffmangels zum Kraftwerksneubau zu erwarten sind.
Das technische Verminderungspotenzial entspricht daher dem theoretischen.
Für diese Maßnahme werden aus dem bestehenden Braun- und Steinkohlekraftwerkspark die Einsparpotenziale separat erhoben.
Steinkohle
Ersetzt man alle Steinkohlekraftwerke durch neue Kraftwerke, so ergibt sich ein CO2Verminderungspotenzial von rund 15 Mio. t/a. Für diese Berechnung wird der durchschnittliche Emissionswert für die Steinkohleverbrennung von 338 g/kWhBrennstoff zu
Grunde gelegt (vgl. Kapitel „Methodik“). Das Gesamteinsparpotenzial der derzeit installierten Leistung an Steinkohlekraftwerken wird in Tabelle A-30 in Abhängigkeit der
Inbetriebnahme bzw. des Revisionszeitpunktes dargestellt.
91
Tabelle A-30: Technisches CO2-Verminderungspotenzial der Steinkohlekraftwerke
Technisches CO2Technisches CO2Inbetriebnahme
Inbetriebnahme
Verminderungspotenzial in
bzw. Revision
bzw. Revision
Mio. t CO2/a
Mio. t CO2/a
1962
1963
1964
1965
1966
1967
1968
1969
1970
1971
1975
1976
1979
1981
1982
0,13
0,32
0,11
0,45
0,43
0,24
0,32
0,93
1,26
1,68
0,63
0,53
1,04
0,52
1,04
1983
1984
1985
1987
1988
1989
1990
1992
1993
1994
1995
1998
2004
2005
2006
Gesamtes CO2-Verminderungspotenzial
0,50
0,80
1,28
0,73
0,70
0,50
0,08
0,07
0,60
0,23
0,06
0,08
0,03
0,05
0,00
15,35
Braunkohle
Ersetzt man derzeit alle bestehenden Braunkohlekraftwerke durch neue Kraftwerke, so
ergibt sich ein CO2-Verminderungspotenzial von ca. 29 Mio. t/a. Für diese Berechnung
wird ein durchschnittlicher Emissionswert von 403 g/kWh zu Grunde gelegt (vgl. Kapitel
„Methodik“). Das Gesamteinsparpotenzial an CO2-Emissionen der Braunkohlekraftwerke wird in Tabelle A-31 in Abhängigkeit der Inbetriebnahme bzw. des Revisionszeitpunktes dargestellt.
Tabelle A-31: Technisches CO2-Verminderungspotenzial der Braunkohlekraftwerke
Technisches CO2Technisches CO2Inbetriebnahme
Inbetriebnahme
bzw. Revision
bzw. Revision
Mio. t CO2/a
Mio. t CO2/a
1957
1959
1960
1962
1963
1964
1965
1966
1967
1968
1970
1971
1972
1973
1975
1,16
1976
1,08
1977
1,57
1987
1,46
1991
0,94
1992
0,91
1993
1,75
1994
0,84
1995
0,81
1996
0,78
1997
1,45
1998
0,70
1999
1,34
2000
0,64
2002
4,26
2006
Gesamtes CO2-Verminderungspotenzial
2,90
1,13
0,19
0,50
0,38
0,47
0,32
1,40
0,26
0,38
0,33
0,33
0,55
0,20
0,00
29,03
92
In Summe ergibt sich bei der Maßnahme Ersatz alter Stein- und Braunkohlekraftwerke
durch Neuanlagen ein technisches CO2-Verminderungspotenzial von ca. 44 Mio. t CO2.
Die Verminderungskosten wurden nach bekannter Methodik (vgl. Kapitel „Methodik“)
für den Ersatz der Stein- und Braunkohlekraftwerke erhoben.
Die Datenbasis der Verminderungskostenerhebung bilden die Investitionskosten, die
variablen Kosten, sowie das CO2-Verminderungspotenzial. Bei den Gesamtinvestitionskosten der Maßnahme sind zusätzlich die Abrisskosten des Referenzkraftwerks zu
berücksichtigen. Die variablen Betriebskosten setzen sich unter anderem aus den
Brennstoffkosten, den Personalkosten, Versicherungen, sowie Wartungs- und Instandhaltungskosten zusammen. Da sich die Personal-, Wartungs- und Instandhaltungskosten, sowie Versicherungen der Referenzkraftwerke nicht von den variablen Kosten der
Maßnahme unterscheiden, entfällt dieser Term bei der Differenzbildung. Somit gehen
einzig die Brennstoffkosten als variable Verminderungskosten in die Erhebung der
Verminderungskosten ein. Aus dem gleichen Grund entspricht hier die „quasi-“volkswirtschaftliche der betriebswirtschaftlichen Rechnung. Die monetären Erlöse aus dem
Stromverkauf treten in Referenz und Maßnahme gleichermaßen auf und kürzen sich
daher in der Formel zur Berechnung der Verminderungskosten.
Das wirtschaftliche CO2-Einsparpotenzial liegt bei Verminderungskosten unterhalb der
Zertifikatspreise. Es wird durch die Steigerung der Wirkungsgrade und die dadurch
bedingte Brennstoffreduktion erreicht.
Die wesentliche Datenbasis der Stein- und Braunkohlekraftwerke ist in Tabelle A-32
dargestellt.
Tabelle A-32: Datenbasis der Verminderungskosten /BMWI 07a/, /FfE 08/, /FIS 07/,
/GEI 04/, /NRW 05/, /RWE 07/, /VGB 03/, /eigene Rechnung/
Referenz
Installierte Leistung ges.
Altersstruktur
Wirkungsgrad
Brennstoffeinsatz ges.
Emissionen ges.
Investitionskosten
Lebensdauer
Wirkungsgrad
Brennstoffeinsatz ges.
Emissionen ges.
MW
20.481
a
2 - 44
%
32 - 44
GWh
245.777
Mio. t/a
83
Maßnahme
€/MW
a
%
GWh
Mio. t/a
1.250.000
40
46
200.362
68
18.975
1 - 49
26 - 43
379.492
153
1.500.000
40
43
307.459
124
Da die Kraftwerksbetreiber am CO2-Zertifikatehandel teilnehmen, wird als Grenznutzen
die Bandbreite der prognostizierten Zertifikatspreise von 15 bis 30 €/t CO2 angegeben,
93
welche während der Handelsperiode des Zweiten Nationalen Allokationsplans erwartet
werden (vgl. auch Abbildung A-65 bzw. Abbildung A-67).
Quasivolkswirtschaftliche und betriebswirtschaftliche Verminderungskosten
der Steinkohlekraftwerke
Nachfolgend stellen Abbildung A-65 und Abbildung A-66 die quasivolkswirtschaftlichen Verminderungskosten der Maßnahme „Ersatz alter Kohlekraftwerke durch
Neuanlagen“ dar. Rot eingezeichnet ist die Bandbreite der Zertifikatspreise.
Die Verminderungskosten, die bei der Umsetzung des technischen Verminderungspotenzials anfallen, belaufen sich – abhängig von der Restlaufzeit (RLZ) der zu ersetzenden Kraftwerke – auf Werte zwischen Null und etwa 700 €/t CO2. Für die
Emissionsreduzierung
des
gesamten
technischen
Potenzials
müssen
Verminderungskosten in Höhe von etwa 1,7 Mrd. €/a aufgebracht werden.
700
650
Verminderungkosten in €/t
600
550
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
Abbildung A-65: Grenzverminderungskostenkurve beim Ersatz bestehender Steinkohlekraftwerke
94
1.800
Verminderungskosten in €/a
1.600
Kumulierte CO2Verminderungskosten der
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
Abbildung A-66: Verminderungskostenkurve beim Ersatz bestehender Steinkohlekraftwerke
Quasivolkswirtschaftliche und betriebswirtschaftliche Verminderungskosten
der Braunkohlekraftwerke
Neben den quasivolkswirtschaftlichen Verminderungskosten der Steinkohlekraftwerke
werden auch diejenigen der Braunkohlekraftwerke erhoben. Diese werden in den
Abbildung A-67 und Abbildung A-68 grafisch dargestellt.
700
650
600
550
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
28
30
Abbildung A-67: Grenzverminderungskostenkurve
beim
Ersatz
bestehender
Verminderungskosten in €/a
1.950
1.800
1.650
1.500
1.350
1.200
1.050
900
750
600
450
300
150
0
95
Kumulierte CO2Verminderungskosten der
0
2
4
6
8
10 12 14
16 18 20 22 24
26 28 30
Abbildung A-68: Verminderungskostenkurve beim Ersatz bestehender Braunkohlekraftwerke
Als wirtschaftliches Verminderungspotenzial werden jene CO2-Emissionen deklariert,
deren Verminderungskosten unterhalb der prognostizierten CO2-Zertifikatspreise von
30 €/t CO2 liegen.
Das wirtschaftliche Verminderungspotenzial besteht zum einen aus dem Ersatz der
Kraftwerke, deren Lebensdauer 40 Jahre erreicht bzw. überschreitet. Der Ersatz dieser
Steinkohlekraftwerke entspricht der jährlichen Verminderung der CO2-Emissionen um
1,45 Mio. t CO2/a. Auf Grund der anstehenden Ersatzinvestition, welche den Kosten der
durchzuführenden Maßnahme entsprechen, liegen die Verminderungskosten dieser
Maßnahme bei Null. Des Weiteren zählt zu dem wirtschaftlichen Potenzial der Ersatz
aller Steinkohlekraftwerke, deren Verminderungskosten die prognostizierte Obergrenze
der CO2-Zertifikatspreise nicht überschreiten.
Daher liegt das wirtschaftliche Verminderungspotenzial der Steinkohlekraftwerke bei
ca. 2 Mio. t CO2/a. Die finanzielle Aufwendung für die Realisierung des wirtschaftlichen
Potenzials beläuft sich auf über 11 Mio. €/a. Der wirtschaftliche Anteil des Verminderungspotenzials setzt sich weiterhin aus dem Ersatz der Steinkohlekraftwerke zusammen, dessen Inbetriebnahme bzw. Revision im Jahr 1967 oder zu einem früheren Zeitpunkt stattfand. Dies entspricht einer Netto-Kraftwerksleistung von knapp 1,9 GW bzw.
etwa 9 % an der installierten Gesamtleistung.
Das wirtschaftliche Potenzial der Braunkohlekraftwerke, dessen Gesamtlebensdauer
über der technischen Lebensdauer liegt, beträgt 9,7 Mio. t CO2. Für diese installierte
Leistung sind die Verminderungskosten mit 0 €/t CO2 dotiert.
96
Das wirtschaftliche Gesamtpotenzial liegt bei 14,8 Mio. t CO2/a und entspricht etwa
51 % der jährlichen CO2-Emissionen, welche durch Braunkohlekraftwerke emittiert
werden. Die Kosten zur Verminderung dieser CO2-Emissionen belaufen sich auf
95,7 Mio. €/a. Für die Realisierung dieses wirtschaftlichen Gesamtspotenzials müssen
die Braunkohlekraftwerke ersetzt werden, deren Inbetriebnahme im Jahr 1972 oder
früher stattfand. Bezogen auf die installierte Nettoleistung sind bei der Realisierung
dieser Maßnahme 4.692 MW betroffen, was einem Anteil von knapp 25 % an der
installierten Gesamtleistung entspricht.
Eine Aussage bezüglich des praktischen Verminderungspotenzials ist nur bedingt
möglich, da die Maßnahme Ersatz bestehender Kohlekraftwerke durch Neuanlagen
neben den Verminderungskosten auch von weiteren Einflussfaktoren abhängig ist.
Eine Auswertung der Kraftwerksdatenbank zeigt, dass in relativ vielen älteren Kraftwerken Erhaltungsmaßnahmen durchgeführt wurden, ohne die Anlagen vollständig
stillzulegen und zu ersetzen. Das ist u. a. auf die ökonomischen Unwägbarkeiten zurückzuführen, die sich durch Liberalisierung des Strommarktes und die Einführung des
CO2-Zertifikatehandels ergaben. Da Kraftwerksneubauten durch hohe Investitionen und
lange Laufzeiten charakterisiert sind, ist eine Planungssicherheit für den Betreiber
solcher Anlagen unumgänglich.
Es ist davon auszugehen, dass Investitionen in Kraftwerksneubauten vermehrt erst
dann stattfinden, wenn diese Planungssicherheit herrscht.
Es besteht jedoch eine hohe Wahrscheinlichkeit, dass wenigstens die Kohlekraftwerke,
deren technische Lebensdauer 40 Jahre erreicht bzw. überschritten hat, durch neue und
effizientere Kraftwerke ersetzt werden. Das praktische Verminderungspotenzial könnte
daher in Summe einem jährlichen CO2-Verminderungspotenzial von etwa
11 Mio. t CO2/a entsprechen, wenn dieses durch Kohlekraftwerke gehoben wird. Für
diesen Anteil betragen die Verminderungskosten 0 €/t CO2.
Einiges spricht jedoch dafür, dass aufgrund fehlender Akzeptanz in der Bevölkerung die
Neubauprojekte von Kohlekraftwerken zugunsten anderer Optionen – in der Regel Gas
GuD-Anlagen – aufgegeben werden. Laut /SON 08/ wurde so bis März 2008 durch
Bürgerinitiativen, wie beispielsweise /ANT 08/, bereits der Neubau von 7 der insgesamt
20 geplanten Steinkohlekraftwerke gestoppt.
Ein weiteres Hemmnis sind die stark gestiegenen Investitionskosten für Kraftwerke. So
wurden nach /FIS 07/ durch die Entwicklung auf den Rohstoffmärkten auch Kraftwerkskomponenten um bis zu 30 % teurer.
Nicht betrachtet wurde bei dieser Maßnahme ein Wechsel des Energieträgers, z. B. der
Ersatz eines Steinkohlekraftwerkes durch eine GuD-Anlage. Ebenso wenig wurde bei
der Erhebung der Verminderungskosten berücksichtigt, dass durch den Neubau zugleich
eine Standortvergrößerung bezüglich der installierten Leitung durchgeführt werden
könnte.
3.2
97
Biomassezufeuerung in Kohlekraftwerken
3.2.1 Situation
Die Zufeuerung von Biomasse in Kohlekraftwerken, dem so genannten Cofiring, ist eine
Maßnahme, die im bestehenden Kraftwerksbestand angewandt wird. Dabei können
verschiedene Biomassearten eingesetzt werden. Dazu zählen unter anderem holzartige
Biomasse (Hackschnitzel, Pellets, Sägespäne, Rinde), Stroh oder Energiepflanzen. Da in
Deutschland der Einsatz dieser Biomasse nicht gefördert wird, wird meist auf solche
biogene Ersatzbrennstoffe zurückgegriffen, deren Einsatz zur Entsorgung kommunaler
oder industrieller Reststoffe dient. Aus diesem Grund wird in den Kohlekraftwerken in
erster Linie Klärschlamm mitverfeuert. Für die weitere Betrachtung werden nur die
Biomassearten betrachtet, die nach der Biomasseverordnung zur anerkannten Biomasse
zählt.
Momentan existiert in Deutschland keine realisierte Anlage, die Cofiring von erneuerbaren Energieträgern im großen Stil betreibt. Allerdings wurden bereits in mehreren
Kohlekraftwerken (z.B. Schwandorf, Würzburg /IEA 07/) Testreihen zur Zufeuerung
gefahren.
Eine direkte Zufeuerung von Biomasse (integriertes Cofiring) wird bei konventionellen
Kohlekraftwerken sowohl bei Staubfeuerung als auch bei Wirbelschichtfeuerung eingesetzt. Die feste Biomasse muss daher zunächst auf eine entsprechende Teilchengröße
reduziert werden. Für die Staubfeuerung bedeutet dies eine Partikelgröße zwischen 2
und 6 mm. Die Größe wird sowohl durch das Mahlen in separaten Einrichtungen als
auch direkt in der Kohlenmühle erreicht. Bei Wirbelschichtfeuerungen liegt die maximale Stückgröße bei 50 mm, wodurch beispielsweise Hackschnitzel ohne weitere
Mahlung eingesetzt werden können. Zusätzlich kann die Biomasse zunächst extern
vergast werden und das dabei entstehende Produktgas anschließend z.B. einer Kohlestaubfeuerung zur Verbrennung zugeführt werden. Dieses Konzept zum Biomasseeinsatz in Kohlekraftwerken ist jedoch verfahrenstechnisch aufwändiger als eine direkte
Zufeuerung. Eine Anwendung ist daher nur dann zu rechtfertigen, wenn eine direkte
Zufeuerung technisch nicht möglich ist, oder zu Betriebsproblemen und Einschränkungen bei der Ascheverwertung führt. Für die spätere Kostenanalyse wird von einem
integrierten Cofiring der Biomasse ausgegangen.
Die durch die Mitverfeuerung zusätzlich benötigten Komponenten stellen keine weiteren
technischen Anforderungen, wie sie bei der alleinigen Verbrennung von Holz oder Stroh
erforderlich sind. Je nach Art der Zufeuerung sind als zusätzliche Komponenten Lager,
Mühlen, Vergaser, Biomasseroste u. ä. notwendig.
Der Einsatz von Biomasse in Kohlekraftwerke weist gegenüber der Erzeugung elektrischer Energie mittels kleinerer mit Biomasse befeuerter Anlagen eine Reihe von Vorund Nachteilen auf. Zu den Vorteilen zählen u.a. folgende Aspekte:
•
•
•
Die Mitverbrennung von Biomasse in Kohlekraftwerken bringt durch den
Einsatz der relativ günstigen Ersatzbrennstoffe eine Senkung der Betriebskosten mit sich.
Bei der Mitverfeuerung liegt der elektrische Wirkungsgrad im Vergleich zu
kleineren Anlagen höher.
Der Einsatz von Biomasse reduziert die CO2-Emissionen sowie die SO2Emissionen (beim Einsatz holzartiger Biomasse) der Kraftwerke.
98
•
Die Investitionskosten für die Umsetzung einer Biomassemitverbrennung sind
relativ gering.
Nachteilig wirkt sich das Cofiring folgendermaßen auf die Kohlekraftwerke aus:
•
•
Durch den im Vergleich zur Kohle niedrigeren Schmelzpunkt der Biomasseaschepartikel entsteht im Brennraum die Gefahr von Schlackebildung.
Der Einsatz von halmgutartiger Biomasse (z.B. Stroh) und dem dadurch
bedingten höheren Chlorgehalt kann zu einer verstärkten Hochtemperaturkorrosion an den Heizflächen führen.
Um u.a. die Anpassungsmaßnahmen so gering wie möglich zu halten, liegt die obere
Leistungsgrenze beim Cofiring bei ca. 5 bis 10 % der Feuerungsleistung eines Kraftwerks. Einen weiteren Begrenzungsfaktor stellt der Einzugsbereich zur Biomassebereitstellung dar. Je mehr Biomasse in einem Kraftwerk zugefeuert wird, umso größer wird
der benötigte Einzugsbereich, wodurch sich der Transportaufwand erhöht. Daher liegt
die maximale Obergrenze bei etwa 50 bis 100 MWth Biomassebrennstoffleistung. Bei
höherer Brennstoffleistung würden die Kosten des Transportaufwands deutlich steigen.
Der Biomasseeinsatz in Kohlekraftwerken wäre dadurch nicht mehr wirtschaftlich.
/KAL 01/
Die für die Potenzialerhebung wichtigsten Daten des Kohlekraftwerksparks in
Deutschland sind in Tabelle A-33 dargestellt:
Tabelle A-33: Daten der Kohlekraftwerke /StBu 07/, /BMWi 07b/, /eigene Berechnungen/
Installierte
Engpassleistung
(MW)
Stromerzeugung Brennstoffeinsatz Brennstoffeinsatz
(GWh)
(PJ)
(1.000 t)
30.451
146.580
1.289,7
42.860
22.233
158.170
1.493,3
163.162
Summe
52.684
304.750
2.783,0
206.022,0
Die Obergrenze der Biomassezufeuerung liegt bei 10 % der Feuerungswärmeleistung
/KAL 01/. Dadurch können 10 % des eingesetzten fossilen Brennstoffs durch Biomasse
ersetzt werden. Das ist zugleich das theoretische Potenzial. Derzeit ist in Deutschland
eine Biomassezufeuerung von regenerativen Energien statistisch nicht erfasst. Es wird
davon ausgegangen, dass die Maßnahme zur CO2-Verminderung, falls derzeit vorhanden, nicht im großen Maße stattfindet und das theoretische Potenzial aus diesem Grund
nicht reduziert wird. Allerdings können andere Faktoren das Potenzial mindern. Beispielsweise kann neben technischen Gründen auch der Transportaufwand die maximale
Leistung der Biomassezufeuerung begrenzen. Dadurch können die möglichen 10 % der
Zufeuerung nicht erreicht werden. Daher wird für das technische CO2-Verminderungspotenzial durch Cofiring eine Substitution von 7 % der fossilen Brennstoffe festgelegt.
Die erhobenen Potenziale werden in Tabelle A-34 und Tabelle A-35 dargestellt.
99
Tabelle A-34: Theoretisches CO2-Verminderungspotenzial
/eigene Berechnungen/
Brennstoffeinsatz
(PJ)
/BMWi 07b/,
CO2Substitutionsgrad
Emissionsfaktor
(%)
(t/GJ)
/UBA 04/,
CO2Verminderung
(Mio. t)
1.289,7
0,093
10,0
12,0
1.493,3
0,112
10,0
16,7
Summe
2.783,0
-
10,0
28,7
Tabelle A-35: Technisches CO2-Verminderungspotenzial
/eigene Berechnungen/
Brennstoffeinsatz
(PJ)
/BMWi 07b/,
CO2Substitutionsgrad
Emissionsfaktor
(%)
(t/GJ)
/UBA 04/,
CO2Verminderung
(Mio. t)
1.289,7
0,093
7,0
8,4
1.493,3
0,112
7,0
11,7
Summe
2.783,0
-
7,0
20,1
Bei 7 %-iger Substitution der Braun- und Steinkohle mittels Holzhackschnitzel oder
Stroh ist eine Menge von knapp 200 PJ an Brennstoff notwendig. Der Bedarf könnte
alleine mittels des vorhandenen Holzhackschnitzelpotenzials gedeckt werden (vergleiche
Kapitel „METHODIK“ – Biomassepotenzial). Das Strohpotenzial von etwa 130 PJ wäre
für eine alleinige Deckung des Brennstoffbedarfs nicht ausreichend.
Die Erhebung des CO2-Verminderungspotenzials bezieht sich direkt auf die Substitution
der Kohle durch Biomasse und ist somit unabhängig vom Kraftwerkstyp und -alter. Eine
Betrachtung der Wirkungsgrade der Kohlekraftwerke wäre nur dann von Relevanz,
wenn sich die CO2-Einsparungen auf die Stromerzeugung beziehen würden. Aus wirtschaftlichen Gründen sollten die (geringen) Investitionen für die Umsetzung der Zufeuerung bei neuen Kraftwerken getätigt werden, da deren Restlebensdauer höher ist als bei
alten Kraftwerken.
Die Biomassezufeuerung in Baunkohle- sowie Steinkohlekraftwerken ist eine Maßnahme zur Verringerung der CO2-Emissionen, die sich auf den bestehenden Kraftwerkspark bezieht. Bei Umbauarbeiten an den Kraftwerken werden diese um die notwendigen
Anlagenkomponenten zur Biomassezufeuerung erweitert. Die eingesetzte Biomasse
substituiert in den bestehenden Kraftwerken einen Anteil der Kohle, die aus dem
heimischen Kohleabbau gewonnen oder importiert wird. Der CO2-Ausstoß der Kraftwerke wird bei dieser Maßnahme um den Anteil reduziert, den die substituierte Kohle
emittieren würde.
100
Als zusätzlichen positiven Nebeneffekt bringt die Biomassezufeuerung auf Grund des
geringeren Kohleeinsatzes eine Reduzierung der Betriebsmittel mit sich, wie beispielsweise Kalkstein oder Ammoniak. So werden nach /ENBW 00/ in Kohlekraftwerken pro
erzeugte kWh 8 g Kalkstein bei der Rauchgasentschwefelungsanlage bzw. 0,2*103 g/kWh
/KÖH 96/ Ammoniak für die Aufbereitung des Prozesswassers eingesetzt. Die Veringerung dieser Stoffe hat zwar keine direkten Auswirkungen auf die Reduzierung der CO2Emissionen, wirkt sich aber auf der wirtschaftlichen Seite positiv aus und somit auch
auf den Entscheidungsprozess.
Für die Kostenanalyse werden zwei Maßnahmen betrachtet:
•
•
Maßnahme A: Cofiring von Waldhackschnitzeln
Maßnahme B: Cofiring von Stroh
Als Referenz für die folgende Kostenberechnung werden die in Tabelle A-36 definierten
Parameter verwendet. Bei der Zufeuerung werden durch den Einsatz von regenerativen
Brennstoffen (Biomasse) keine zusätzlichen CO2-Emissionen freigesetzt. Der Wert in
Tabelle A-36 wird daher mit „Null“ angesetzt.
Tabelle A-36: Parameter der Verminderungskosten /BMWi 07b/, /LIN 06/, /SCH 05/,
/BIO 07/, /eigene Berechnungen/
Referenz
Steinkohle Braunkohle
Biomassezufeuerung
Hackschnitzel
Stroh
Brennstoffkosten
Heizwert
Brennstoffkosten
Kalkstein
€/t
MJ/t
€/GJ
€/GJ
57,27
30.092
1,36
0,0065
9,34
9.152
1,02
0,0152
60
11.520
5,21
-
50
14.400
3,47
-
Investitionskosten
Investitionskosten
€/kW
€/GJ
-
-
200
0,51
200
0,51
Emissionen
t/GJ
0,092
0,112
-
-
Die Zufeuerung ist eine Maßnahme zur CO2-Reduzierung, die im Bestand des Kraftwerksparks durchgeführt wird. Da sie aber keine Referenztechnologie (hier: Stein- und
Braunkohlekraftwerke) ersetzt, sondern die bestehenden Kraftwerke um diese Technologie ergänzt werden, dürfen zur Erhebung der Verminderungskosten die Investitionskosten, sowie die Ersatzinvestitionskosten der Referenz nicht mit einbezogen werden.
Grund hierfür ist, dass diese Kosten unabhängig von der Maßnahme existieren. Die
Investitionskosten der Maßnahme liegen je nach installierter Leistung zwischen 360 und
1.600 €/kWel /IWT 06/; bezogen auf die thermische Leistung liegen die Investitionskosten
unterhalb dieser Werte. Auf Grund der hohen Zufeuerungsrate von 7 % sind die Investitionskosten für die folgende Kostenrechnung der Emissionsminderung an der unteren
Kostengrenze anzusetzen. Da die Investitionskosten leistungsbezogen sind, werden diese
Kosten auf die Brennstoffeinsatzmenge umgelegt, die während der technischen Lebensdauer der Anlage (Annahme: 20 Jahre) bei definierter Ausnutzungsdauer (Annahme:
Steinkohlekraftwerk 4.500 h/a, Braunkohlekraftwerk 7.500 h/a) zugefeuert wird.
101
Als Referenz ist jeweils ein reines Kohlekraftwerk mit 100 % fossilem Brennstoffeinsatz
definiert. Durch die Maßnahme wird bei diesem Kohlekraftwerk der Kohleeinsatz auf
93 % reduziert. Die Differenz der variablen Kosten bei Referenz und Maßnahme ergibt
sich wiederum nur aus den Kosten, bei denen auf Grund der Biomassezufeuerung eine
Änderung eintritt. Davon betroffen sind die Brennstoffkosten und die Kosten des Kalksteins (Betriebsstoff). Die Kohle wird durch zwei Biomassebrennstoffe, Waldhackschnitzel (Maßnahme A) bzw. Stroh (Maßnahme B), substituiert. Für die Analyse der Verminderungskosten wird eine Kostenreduktion am Kalkstein um 7 % angesetzt. Dieser
Ansatz dient als konservative Abschätzung. Durch die Biomassesubstitution wird neben
dem Kalksteineinsatz auch der Einsatz anderer Betriebsmitteln vermindert. Diese
nehmen aber nur einen geringeren Anteil ein und werden daher in der Kostenberechnung nicht betrachtet.
Da das Cofiring von Biomasse CO2-neutral ist, differieren die Emissionen um den Anteil,
der durch die Substitution der Kohle durch Biomasse nicht emittiert wird.
Die aus vorangegangener Methodik und Annahmen ermittelten dynamischen Verminderungskosten werden in Tabelle A-37 sowie in Abbildung A-69 und Abbildung A-70
für die jeweiligen Maßnahmen dargestellt.
Tabelle A-37: Dynamische Verminderungskosten in €/t CO2
Maßnahme A
50,93
41,78
Maßnahme B
32,06
26,28
60
50
40
30
20
Maßnahme A - Braunkohlekraftwerk
Maßnahme A - Steinkohlekraftwerk
Maßnahme B - Braunkohlekraftwerk
Maßnahme B - Steinkohlekraftwerk
10
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Abbildung A-69: Verminderungskosten in €/t
10
11
12
102
500
Maßnahme A - Braunkohlekraftwerk
Maßnahme A - Steinkohlekraftwerk
Maßnahme B - Braunkohlekraftwerk
Maßnahme B - Steinkohlekraftwerk
Verminderungskosten in Tsd. €/a
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Abbildung A-70: Verminderungskosten absolut in €/a
Die vorangegangene Analyse der Verminderungskosten wurde gemäß des quasivolkswirtschaftlichen Ansatzes (siehe Teil I zur Methodik) durchgeführt. Diese entspricht
derzeit auch der betriebswirtschaftlichen Rechnung. Derzeit erfolgt keine Vergütung für
die Zufeuerung regenerativer Rohstoffe nach dem EEG. Erst durch die anstehende
Novellierung des EEGs könnte dies einbezogen werden. Dann wären zur betriebswirtschaftlichen Rechnung weitere Kosten und Erlöse zu berücksichtigen. Eine anteilsmäßige Vergütung der Strom- und Wärmeerzeugung aus erneuerbaren Energien würde
sich in einer Reduzierung der CO2-Verminderungskosten auswirken. Allerdings würde
die durch den Biomasseeinsatz erzeugte Strommenge bei einer Vergütung durch das
EEG nicht mehr am Zertifikatehandel partizipieren, weshalb der Zertifikatepreis nicht
mehr als Nutzenfunktion angesetzt werden dürfte.
Die erhobenen dynamischen Verminderungskosten liefern sowohl für die Zufeuerung in
Steinkohlekraftwerken wie auch in Braunkohlekraftwerken ein positives Ergebnis. Dies
bedeutet, dass der Einsatz von Biomasse in Kohlekraftwerken im Vergleich zur Referenz
mit höheren Kosten verbunden ist. Zugleich reduzieren sich durch den Biomasseeinsatz
die CO2-Emissionen und somit die Anteile der benötigten CO2-Zertifikate der Kraftwerke. Der Handel mit den Emissionsrechten erfolgt an der Leipziger Strombörse (EEX).
Die Zertifikatspreise sind dabei erheblichen Schwankungen unterworfen. Am Ende der
ersten Handelsperiode des Nationalen Allokationsplans haben die Zertifikatspreise zum
Teil Werte von unter einem Euro erreicht. So lag der Preis im April 2006 beim historischen Höchststand von rund 30 €/t CO2, ist aber bis Februar 2007 auf 1,10 €/t CO2
eingebrochen. Die Erwartungen für die künftigen Zertifikatspreise während der zweiten
Handelsperiode liegen bei 15 bis 30 €/t CO2. Bei CO2-Zertifikatspreisen in dieser
Größenordnung liegen die erhobenen Verminderungskosten teilweise innerhalb dieses
Bereiches (Abbildung A-71). Somit könnte trotz positiver Verminderungskosten die
103
Realisierung der Biomassezufeuerung in Deutschland für die Kraftwerksbetreiber
wirtschaftlich sein.
60,0
Kosten in €/t CO2
50,0
40,0
30,0
20,0
10,0
0,0
Steinkohle
Braunkohle
Maßnahme A
Maßnahme
Steinkohle
Braunkohle
Maßnahme B
Zertifikatspreis
Abbildung A-71: Verminderungskosten im Vergleich zum Zertifikatspreis
Ein zusätzlicher positiver Aspekt für einen Ausbau der Biomassezufeuerung ist die in
der zweiten Handelsperiode des Nationalen Allokationsplans vorgesehene weitere
Reduzierung der Emissionen. Durch die Umsetzung der dargestellten Maßnahme
können somit die Anlagenbetreiber entweder auf den Zukauf von Zertifikaten verzichten, oder mit den daraus entstehenden freien Kapazitäten an der Börse handeln.
Die Biomassezufeuerung ist ein Beitrag zum Umwelt- und Klimaschutz, da beim energetischen Einsatz von Biomasse im Saldo zwischen Wachstumsphase und Verbrennung im Gegensatz zu den fossilen Energieträgern - keine CO2-Emissionen freigesetzt werden.
Die Maßnahme CO2-Verminderung durch Biomassezufeuerung in Kohlekraftwerken in
Deutschland wird derzeit noch nicht im großen Stil angewandt. Es ist jedoch anzunehmen, dass das ermittelte Potenzial nahezu ausgeschöpft werden kann.
Für diesen Ausbau sprechen folgende Aspekte:
•
•
Eine Biomassezufeuerung ist in zentralen Großkraftwerken sinnvoll, da auf
Grund des hohen Einsatzes fossiler Brennstoffe bei relativ geringem Aufwand
große Anteile der CO2-Emissionen vermieden werden können.
Da bei der Umrüstung zur Biomassezufeuerung weitestgehend auf die
bestehenden Anlagekomponenten des Kraftwerks zurückgegriffen wird, sind die
Investitionskosten, im Vergleich zu neuen Biomasseheizkraftwerken, relativ
niedrig.
104
•
•
•
•
•
In Großkraftwerken sind, im Gegensatz zu kleinen, dezentralen Kraftwerken,
die rein mit Biomasse befeuert werden, sehr viel höhere Nutzungsgrade zu
erwarten.
Die unter den getroffen Annahmen erhobenen Verminderungskosten liegen
minimal im positiven Bereich, allerdings unterhalb der Zertifikatspreise.
Durch die weiteren Emissionseinsparungen in der zweiten Handelsperiode des
zweiten Nationalen Allokationsplans ist mit einer Steigung der Zertifikatspreise
zu rechnen. Eine Umsetzung der Biomassezufeuerung kann sich demnach für die
Kraftwerksbetreiber wirtschaftlich positiv auswirken.
Die Realisierung solcher Projekte kann sich positiv auf das Image eines
Betriebes auswirken.
Durch die Brennstoffsubstitution von Steinkohle wird die Abhängigkeit von
fossilen Energieimporten reduziert bzw. bei heimischem Stein- und
Braunkohleeinsatz die Reichweite erhöht. Zugleich erfolgt bei einer verstärkten
Biomassenutzung eine Steigerung der regionalen Wertschöpfung.
Das praktische Potenzial berücksichtigt das Potenzial, welches kurzfristig umgesetzt
werden kann. Bislang ist die Öffentlichkeit von einem verstärkten Einsatz der Biomassezufeuerung der Kraftwerksbetreiber nicht informiert. Zugleich dauert der Genehmigungsprozess inklusive der Bauphase in Deutschland einige Jahre, so dass das praktisch
(kurzfristig) umsetzbare Verminderungspotenzial mit „Null“ angesetzt wird.
Als zusätzliches Hemmnis für eine vollständige Erschließung des erhobenen technischen
Potenzials kann sich die Biomasseverfügbarkeit erweisen. Neben den benötigten biogenen Rohstoffen für den Einsatz in Kohlekraftwerken, erfolgt die Nutzung von Biomasse
sowohl im energetischen Bereich, wie beispielsweise bei Biogasanlagen, Biogasaufbereitung oder Biomasseblockheizkraftwerken, sowie im stofflichen Bereich. Dadurch treten
Nutzungskonkurrenzen auf, deren Auswirkungen auf das praktische Potenzial heute
noch nicht eingeschätzt werden können (vgl. Teil I zur Methodik).
105
4
Zusammenfassung der CO2-Verminderungspotenziale
In Tabelle A-38 sind die Maßnahmen aufgelistet, die im Sektor „Umwandlung“ betrachtet wurden. Zu beachten ist, dass die dargestellten Potenziale nicht addiert werden
können, da innerhalb der Maßnahmen Wechselwirkungen auftreten können. So ist etwa
eine Deckung der Verbraucherlast ausschließlich mit Must-Run-Anlagen nicht möglich.
Tabelle A-38: Betrachtete Maßnahmen und ermittelte Potenziale im Sektor Umwandlung
Sektor: Umwandlung, 10 % Zinssatz
Maßnahme
Windkraftausbau
in Mio. t/a
106,0
54,0
Ausbau der KWK
76,1
Biogaseinspeisung
Ersatz der Steinkohlekraftwerke
Ersatz der Braunkohlekraftwerke
Biomassezufeuerung in Steinkohlekraftwerken
Biomassezufeuerung in Braunkohlekraftwerken
VM: Verdrängungsmix
9,6
15,4
29,0
8,4
11,7
wirtschaftliches CO2VerminderungsReferenz
potenzial
in Mio. t/a
VM: 810 g/kWh n.v.
VM: 814 g/kWh
3,6
VM el: 821 g/kWh
4,6
VM th: 230 g/kWh
Erdgas: 202 g/kWh n.v.
Kraftwerksbestand
2,0
Kraftwerksbestand
14,8
Steinkohle: 337 g/kWh n.v.
Braunkohle: 403 g/kWh
11,7
107
B
1
Der Industriesektor
Abgrenzung des Industriesektors
Alle Betriebe des produzierenden Gewerbes mit mehr als 20 Mitarbeitern werden dem
Industriesektor zugerechnet. Ausnahmen bilden landwirtschaftliche Betriebe sowie das
Baugewerbe, welche zum Sektor Gewerbe, Handel und Dienstleistungen (GHD) gezählt
werden.
Der Industriesektor ist in 20 Wirtschaftszweige unterteilt /StBu 03a/. Bezogen auf den
Energiebedarf sind die energieintensivsten Industriezweige die Metallindustrie sowie
die Herstellung von chemischen Erzeugnissen. Deren Anteil liegt bei 33,3 % bzw. 22,9 %
am gesamten Energieeinsatz im Industriesektor /StBu 03a/. Zu den weiteren
Wirtschaftszweigen zählen unter anderem das Ernährungsgewerbe, Textilgewerbe,
Maschinenbau, Metallerzeugung und Metallbearbeitung (vgl. Tabelle B-1).
Tabelle B-1:
Überblick der energieintensiven Industriezweige /StBu 03a/,/StBu 06/
Industriezweig
Klassifikation Anteil des
Zwischenprodukte und
Energieeinsatzes Erzeugnisse
im Industriesektor
Metallindustrie
WZ DJ 27
WZ DJ 28
33,3 %
Sinter
Roheisen
Elektro-Stahl
Oxygenstahl
Aluminium
Herstellung von chemischen
Erzeugnissen
WZ DG 24
22,9 %
Glasgewerbe, Herstellung von Keramik,
Verarbeitung von Steinen und Erden
WZ DI 26
10,1 %
Kunststoffe
(PE, PS, PU, PP, PVC)
Flachglas
Behälterglas
Glas gesamt
Zement
Kalk
Gips
Papier-, Verlags- u. Druckgewerbe
WZ DE 21
8,4 %
Papier, Karton, Pappe
Holzstoff
Zellstoff
Altpapier
1.1
Nahrungsmittelindustrie
WZ DA 15
7,3 %
Automobilindustrie
WZ DM 34
4,0 %
Maschinenbau
WZ DK 29
3,2 %
Endenergieeinsatz nach Energieträgern gegliedert
Abbildung B-1 zeigt den absoluten Endenergieeinsatz im Industriesektor gegliedert
nach den verwendeten Energieträgern. Die größten Posten stellen dabei Strom (2004:
836 PJ bzw. 21,2 %), Erdgas (2004: 815 PJ bzw. 20,6 %), Steinkohle (2004: 546 PJ bzw.
13,8 %) und Heizöl (2004: 316 PJ bzw. 8,0 %). Wärme aus industrieller KWK (192 PJ
108
Der Industriesektor
bzw. 4,9 %), Braunkohle (71 PJ bzw. 1,8 %), erneuerbare Energien (84 PJ bzw. 2,1 %)
sowie Fernwärme (73 PJ bzw. 1,9 %) steuerten im Jahr 2004 anteilig kleinere Beträge
bei. Unter den sonstigen Energieträgern sind Hochofen- und Kokereigase dominierend.
Während von 1995 bis 2004 der industrielle Einsatz von Heizöl (-27,1 %), KWK-Wärme
(-22,9 %) und Kohle (Braunkohle: -21,3 %; Steinkohle: -10,3 %) zurückgeht, steigt der
Strombedarf um 18,4 % und der Erdgaseinsatz um 9,5 %.
3.500
Endenergieeinsatz in PJ
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
Jahr
Abbildung B-1:
1.2
Sonstige
Energieträger
Fernwärme
Erneuerbare
Energien
Braunkohlen
Wärme aus
eigener KWK
Heizöl
Steinkohlen
Strom
Erdgas
Endenergieeinsatz in der Gesamtindustrie nach Energieträgern
/StBu 4.1.1/, /StBu 06/, /VDEW 06/, /eigene Berechnung/
CO2-Vermeidung im Industriesektor
Im Industriesektor herrscht eine große Variabilität bezüglich der einzelnen Industriebranchen, der Betriebsgrößen und Anwendungstechnologien. Eine umfassende Erhebung der CO2-Verminderungspotenziale im Industriesektor ist daher nicht möglich.
Produktionsmaschinen bieten zwar ein hohes Maß an CO2-Verminderungspotenzialen,
doch die Optimierung bestehender Anlagen erfordert häufig einen Eingriff in den Produktionsprozess und deswegen einen intensiven Abstimmungsaufwand zwischen Hersteller und Betrieb. Da es sich häufig um Einzelanfertigungen handelt, sind nachträgliche Verbesserungsmaßnahmen meist unverhältnismäßig teuer. Zudem sind die Produktionen oft in jahrelangen iterativen Prozessen auf Produktqualität optimiert worden, so
dass bei einer Änderung der Anlage die Sorge vor einer Qualitätsverringerung besteht.
Bei neuen Produktionsanlagen wird häufig die Anlage mit den geringsten Investitionskosten gewählt, auch wenn die Folgekosten den Mehrpreis für eine energetisch bessere
Anlage in kurzer Zeit überschreiten.
Querschnittstechnologien, wie Wärmeerzeuger oder Druckluftanlagen werden hingegen
in sehr vielen Industriebetrieben eingesetzt und in großen Stückzahlen hergestellt. Dies
ermöglicht standardisierte Optimierungsmaßnahmen, bei denen nur einmal im Detail
die energetischen Auswirkungen betrachtet werden müssen. Die Optimierung kann mit
vergleichsweise wenig Aufwand durch Einsatz von Massenprodukten realisiert werden.
Aus diesem Grund werden im Industriesektor die CO2-Verminderungspotenziale durch
Analyse der so genannten Querschnittstechnologien (siehe Kapitel 1.2.1) ermittelt.
109
Dennoch sind bei den Querschnittstechnologien die Transaktionskosten zu beachten.
Diese seien am Beispiel von Pumpen dargestellt.
Auch wenn der Austausch einer Pumpe Energieeinsparungen generieren kann, welche
die Investitionskosten teils nach wenigen Monaten überschreiten, entstehen dem Unternehmen weitere Kosten für die Analyse der vorhandenen Pumpen, die Berechnung der
optimalen Parameter der neuen Pumpe, die Suche einer passenden Pumpe auf dem
Markt, den Vergleich mehrerer Anbieter, die Kaufabwicklung im Unternehmen und
schließlich auch durch die Installation der Pumpe, welche vielleicht noch außerhalb der
Betriebszeiten durchgeführt werden muss. Diese Transaktionskosten können sich bei
kleinen Pumpen auf ein mehrfaches der Investitionskosten summieren. Dies erhöht die
Mindestgröße von Querschnittstechnologien, für die eine Optimierung wirtschaftlich ist
und verringert durch den Ausschluss kleiner Anlagen das CO2-Verminderungspotenzial.
Die Auswirkungen der Transaktionskosten auf die Verminderungskosten sind in Kapitel
4.1 dargestellt.
1.2.1 Definition der Querschnittstechnologie
Als Querschnittstechnologien bezeichnet man Technologien, deren Anwendungsbereich
sich nicht auf einen Industriezweig beschränkt, sondern brachenübergreifend Verwendung findet. Die wesentlichen Querschnittstechnologien, welche im Folgenden näher
betrachtet werden, sind:
•
•
•
•
•
•
Dampf- und Heißwassererzeuger
Elektrische Antriebe
Pumpen
Druckluftbereitstellung
Kälteerzeugung
Elektrische Beleuchtung
1.2.2 Energieverbrauch der Querschnittstechnologien
Der höchste Anteil (66 %) des Endenergieeinsatzes wird für die Bereitstellung von
Prozesswärme aufgewendet, knapp ein Viertel für den Bereich Beleuchtung und mechanische Energie – wie beispielsweise elektrische Antriebe, Pumpen und Druckluft; der
restliche Anteil wird für Raumheizwärme aufgewendet (vgl. Abbildung B-2). Mechanische Energie und Beleuchtung haben einen Anteil von 580 PJ/a (rechtes Tortendiagramm). Die dominierenden Verbraucher sind Pumpen, Lüftung, Klimatisierung und
Kälteerzeugung. Drucklufterzeugung, Mischen, Rühren und Beleuchtung machen
zusammen lediglich ein Drittel aus.
Die Querschnittstechnologien, welche im Rahmen des Projektes nicht weiter betrachtet
werden, sind unter anderem Raumwärme sowie Information und Kommunikation (IuK).
Diese nehmen nur einen geringen Anteil am gesamten Endenergieverbrauch ein, wodurch nur kleine Einsparpotenziale erzielt werden können.
110
Der Industriesektor
Raumheizwärme
10%
2.400 PJ/a
Beleuchtung
7%
Mischen,
Rühren 16%
Mechanische
Energie und
Beleuchtung
24%
Drucklufterzeugung
10%
Pumpen 24%
580 PJ/a
Prozesswärme
66%
Kälteerzeugung
22%
Abbildung B-2:
Lüftung, Klimatisierung,
Ventilatoren
22%
Endenergieverbrauch in der Industrie nach /AGEB 07/
1.2.3 Erfolgsfaktoren und Hemmnisse
In allen Querschnittstechnologien des Industriesektors stecken Potenziale, welche zu
einer CO2-Vermeidung führen können. Hierfür ist ein breites Spektrum an einzelnen
Energieeinsparmaßnahmen verfügbar. Der Umfang der Potenziale ist unter anderem
vom Industriezweig und der Betriebsgröße abhängig. Die Gründe für eine Umsetzung
der Energieeinsparmaßnahmen in den einzelnen Unternehmen sind breit gefächert. Die
Hauptgründe einer betrieblichen Entscheidung liegen in der Senkung der Energiekosten, der Wappnung gegen die steigenden Energiepreise sowie dem Beitrag zum Klimaschutz. Zusätzliche Argumente erstrecken sich über die Verbesserung der Arbeits- und
Produktionsgewinne, der erhofften Imagegewinne bis hin zur Immobilienaufwertung
durch effizientere Gebäudetechnik. Neben innerbetrieblichen Gründen der einzelnen
Unternehmen zählen auch die zum Teil freiwilligen Selbstverpflichtungen einzelner
Branchen im Industriesektor zu den Argumenten, welche zu einer Realisierung der CO2reduzierenden Maßnahmen führt. /KfW 05/
Den Erfolgsfaktoren, welche für eine Umsetzung der Energieeinsparmaßnahmen sprechen, stehen gewisse Hemmnisse gegenüber. Diese bewirken eine Verzögerung bei der
Ausschöpfung der Einsparpotenziale. Die – laut Angaben der Industriebetriebe –
wichtigsten Hemmnisse werden im Folgenden ausschnittsweise wiedergegeben:
/KfW 05/, /GOB 04/
•
•
•
•
•
Verfügbare Mittel müssen anderweitig investiert werden
Fehlendes Kapital für die Investitionen
Zeitmangel, zu hohe Amortisationszeiten
Mangelndes Wissen an Einsparmaßnahmen
Stellenwert der Energiekosten nachrangig
Generell stehen für die Realisierung von Einsparmaßnahmen Fördermittel zur Verfügung. Neben länderspezifischen Fördermaßnahmen und bundesweiten KfW-Fördermaßnahmen gibt es auch staatliche Förderprogramme im Bereich der Querschnittstechnologien, die auf Bundesebene greifen. Diese beziehen sich jedoch auf die Entwicklung
neuartiger Technologien oder auf den Einsatz großtechnischer Erstanwendungen zu
Demonstrationszwecken. Handelt es sich um Forschungs- und Entwicklungsvorhaben
im Bereich „Rationelle Energieverwertung, Umwandlungs- und Verbrennungstechnik“,
111
so können hiefür Zuschüsse beim Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie
(BMWi) beantragt werden. /BMWi 07c/
Die vorhandenen Fördermittel des Bundes greifen jedoch nicht beim Austausch einer
Technologie durch eine effizientere. Zudem sind die bestehenden Fördermittelarten und
-höhen nicht für ganz Deutschland einheitlich. Daher werden Fördermittel bei der
Erhebung der wirtschaftlichen Verminderungspotenziale und deren Verminderungskosten nicht berücksichtigt.
1.2.4 Nutzenfunktion
Für die Grenznutzenfunktion werden im Umwandlungssektor die Preise der prognostizierten CO2-Zertifikate der nächsten Handelsperiode angesetzt. Der Industriesektor
nimmt am CO2-Zertifikatehandel hauptsächlich im Rahmen von Anlagen zur Energieerzeugung (Dampf- und Heißwassererzeuger) mit einer Leistung größer 20 MWth teil.
Anlagen dieser Leistungsklasse werden jedoch im Industriesektor nicht auf ihre Verminderungskosten analysiert, da die starke Diversität der technischen Parameter keine
pauschalen Aussagen zulässt. Daher werden im Industriesektor nur kleinere Anlagen
betrachtet, die nicht am CO2-Handel teilnehmen, Preise für Zertifikate gehen nicht in
die Betrachtung der Wirtschaftlichkeit ein.
Um die CO2-Bilanz von Kraftwerksbetreibern zu optimieren, können die Betreiber
sowohl in ihrem eigenen Betrieb CO2-reduzierende Maßnahmen durchführen, als auch
in externe Projekte investieren. Daher werden auch im Industriesektor als Nutzenfunktionen die prognostizierten Zertifikatspreise der nächsten Handelsperiode in der Ergebnisdarstellung eingezeichnet. In der aktuellen Emissionshandelsperiode ist eine Generierung von Zertifikaten durch Effizienzerhöhung in Industriebetrieben jedoch nicht
möglich, außer wenn diese Anlagen dem Emissionshandel unterliegen (Pth > 20 MW).
113
2
Analyse der Querschnittstechnologien
2.1
Dampf- und Heißwassererzeuger
2.1.1 Situation
Dampf- und Heißwassererzeuger werden in vielen industriellen Prozessen eingesetzt.
Den größten Dampf- bzw. Heißwasserbedarf weist die Chemische Industrie auf, gefolgt
von der Papierindustrie, der Nahrungs- und Genussmittelindustrie und den Industriezweigen Maschinenbau, Fahrzeugbau und Elektrotechnik. Der Bedarf der einzelnen
Industriezweige wird in Tabelle B-2 dargestellt.
Tabelle B-2:
Dampfbedarf
Dampf- und Heißwasserbedarf bis 350°C in der Industrie 1998 /UBA 03/
in PJ
Anteil in % Dampfbedarf
in PJ
Anteil in %
15,0
4,5
118,8
35,3
8,2
2,4
23,4
7,0
Soda
Eisenerzeugung
6,0
1,8
sonst. chem. Grundstoffe
Restl. Eisen
7,7
2,3
Aromate
Stahl
4,1
1,2
Papier
81,7
24,3
Walz
5,7
1,7
Pappe
11,0
3,3
NE-Metalle
0,4
0,1
Investitionsgüter
29,3
8,7
Kupfer
0,2
0,1
Maschinenbau
8,2
2,4
Zink, Blei, Zinn
0,2
0,1
Fahrzeugbau
14,6
4,4
161,3
47,9
Elektrotechnik
6,5
1,9
Chlor
3,6
1,1
Nahrung /Genuss
40,4
12,0
Acetylen
1,0
0,3
Zucker
15,3
4,5
Chemiefaser
8,9
2,7
Brauereien
10,0
4,5
Polyolefin
2,4
0,7
Bäckereien
0,8
0,2
PVC
3,3
1,0
Milch
14,3
4,2
336,5
100,0
Eisen
Chemie
Gesamt
Technikstruktur
Das typische Dampferzeugersystem besteht aus den Hauptkomponenten Kessel,
Dampfleitungssystem, Kesselspeisewasserbehälter, Speisewasserentgaser und -enthärter, sowie – bei Bedarf – der Kondensatrückführung mit Möglichkeit zur Abschlämmung.
Die Einteilung der Erzeugertypen (Dampf- sowie Heißwassererzeuger) erfolgt – in
Abhängigkeit des Leistungsbereichs – nach den Kesseltypen. Die Aufschlüsselung der
Kesseltypen lautet wie folgt: /UBA 03/
•
Leistungsbereich von einigen 100 kW bis < 1 MW:
o Schnelldampferzeuger
o Thermoölerhitzer
114
Der Industriesektor
•
Leistungsbereich von 1 MW bis < 5 MW:
o Großwasserraumkessel (ein Flammrohr)
o Schnelldampferzeuger
o Thermoölerhitzer
•
Leistungsbereich von 5 MW bis < 50 MW:
o Großwasserraumkessel (mehrere Flammrohre)
o Wasserrohrkessel (Naturumlauf)
Bezüglich des Anlagenbestands, des Leistungsbereichs, sowie der durchschnittlichen
jährlichen Betriebsdauer können keine fundierten Aussagen getroffen werden. Der
Nutzenergiebedarf im Industriesektor belief sich auf 335 PJ/a. Über den durchschnittlichen Wirkungsgrad der Anlagen von 88 % ergibt sich ein jährlicher Endenergieeinsatz
von 380 PJ/a (vgl. Tabelle B-3), wobei als Energieträger Erdgas, Heizöl (leicht, schwer),
Strom, Braun- und Steinkohle zum Einsatz kommen.
Tabelle B-3:
Daten der Dampf- und Heißwassererzeuger /UBA 03/
Anlagen
Dampferzeuger
Technik
Endenergieeinsatz (PJ/a)
CO2Emissionen
(Mio. t CO2/a)
Energieträger
Schnelldampferzeuger,
Thermoölerhitzer,
Großwasserraumkessel,
Wasserrohrkessel
380
27
Erdgas, HEL, HS,
Strom, Kohle
Der durchschnittliche Wirkungsgrad der Anlagen liegt derzeit bei 88 %. Die technisch
erreichbaren Wirkungsgrade hoch entwickelter Dampferzeugung liegen derzeit bei 94 %
und können bei einem Einsatz eines Economisers5 oder einer Wärmerückgewinnung um
wenige Prozentpunkte angehoben werden. Das Potenzial der Energieeinsparung dieser
Anlagen liegt in der Effizienzsteigerung vorhandener Komponenten durch Nachrüsten
von Altanlagen und in der Neuanschaffung von Anlagen mit Wirbelschicht- und Brennwerttechnik. Die größten Einzelpotenziale liegen dabei beim Einsatz von Wärmepumpen, der weiteren Verbreitung der Brennwerttechnik6, dem verstärkten Nutzen von
modernen Economisern sowie verbesserter Wärmedämmung. In Summe bilden diese
Einzelmaßnahmen unter Berücksichtigung der Anwendbarkeit und des mittleren
technischen Einsparpotenzials ein Gesamtpotenzial von 11,3 %, was einem jährlichen
CO2-Verminderungspotenzial von gut 3,1 Mio. t entspricht (s. Tabelle B-4). /ISI 03/
Economiser sind Wärmetauscher, die den heißen Rauchgasen einen Teil der restlichen Wärme entziehen und dem
Speisewasser oder der Verbrennungsluft zuführen.
6 Abkühlung des Rauchgases unter Kondensationstemperatur zur Nutzung der latenten Wärme
5
Tabelle B-4:
115
Technisches Energieeinsparpotenzial und CO2-Verminderungspotenzial
nach /UBA 03/
Anwendbarkeit (%)
mittl. techn. Einsparpotenzial (%)
Gesamtpotenzial (%)
(Mio. t CO2/a)
Brüdenkompression
3
100
4
1,08
geschlossene Kondensatrückführung
10
20
2
0,54
Spezialwärmetauscher Abschlämmung
30
2
0,7
0,19
Spezialwärmetauscher Entgaser
30
2
0,7
0,19
Wärmedämmung Dampfleitungen
20
4
0,8
0,22
Economizer
25
4
1
0,27
Stufenlose Brennerregelung
25
2
0,5
0,14
Energieeinsparmaßnahme
O2-Regelung
20
0,5
0,1
0,03
Wirbelschichttechnik
5
10
0,5
0,14
Brennwerttechnik
10
10
1
0,27
Wärmedämmung
10
10
1
0,27
11,3
3,05
Summe (nicht kumulativ)
2.1.3 Fazit und Abschätzen eines praktischen Potenzials
Der Energiebedarf für Prozesswärme nimmt den größten Anteil an der Querschnittstechnologie ein. Dessen ungeachtet werden im Bereich der Dampf- und Heißwassererzeugung keine einzelnen Maßnahmen zur CO2-Verminderung untersucht. Gründe für
diese Entscheidung liegen in folgenden Gegebenheiten:
Die Umsetzung der in Kapitel 2.1.2 dargestellten Einzelmaßnahmen ist – entsprechend
der Anlagengröße – mit mehr oder weniger hohen Kosten verbunden. In der Regel
ergeben sich Amortisationszeiten von mehr als drei Jahren. Maßnahmen mit längerer
Amortisationszeit werden im Regelfall von den Betrieben des Industriesektors nicht
ohne weiteres umgesetzt. Zudem ist die Umsetzung der dargestellten Maßnahmen
größtenteils nicht im laufenden Betrieb möglich.
2.2
2.2.1 Situation
Laut dem Bayerischen Landesamt für Umweltschutz verursachen elektrische Antriebe
einen großen Anteil des industriellen Stromverbrauchs. Dieser liegt bei einem jährlichem Verbrauch von etwa 130 TWh (vgl. Tabelle B-5). /LFU 04b/, /UBA 03/
Für die Bewertung der Antriebe wurden die durchschnittliche Lebensdauer und der
Strombedarf berücksichtigt. Eine Erhebung der aktuellen Alterstruktur ist für diese
Querschnittstechnologie nicht möglich und würde auch zu keiner deutlichen Verbesserung der Genauigkeit führen, da die Wirkungsgrade der Motoren stärker von der Art der
Auslastung als vom Alter abhängen
116
Der Industriesektor
Tabelle B-5:
Daten der elektrischen Antriebe /UBA 03/
Anlagen
elektrische Antriebe
Technik
durchschnittliche
Lebensdauer (a)
Jahresverbrauch
(TWh)
Energieträger
Asynchron-, Gleichstrom-,
Synchronmotor
12
133,76
Strom
Technikstruktur
Elektrische Antriebe wandeln elektrische Energie über elektromagnetische Feldenergie
in mechanische Energie um. Die mechanische Energie wird anschließend von Arbeitsmaschinen aufgenommen und genutzt (Abbildung B-3). Zu den Arbeitsmaschinen
zählen zum Beispiel Kompressoren, Pumpen oder Werkzeugmaschinen.
Asynchronmotoren stehen bei der Umwandlung von elektrischer Energie in mechanische
Energie im Vordergrund, ihr Anteil am gesamten Strombedarf elektrischer Antriebe
beträgt 90 %. Der restliche Anteil verteilt sich auf Gleichstrom- und Synchronmotoren
/HAN 04/. Für die weiteren Betrachtungen wird daher der Fokus auf die Asynchronmotoren gesetzt.
EIN/AUS
nsoll
Mmax
Imax
Regelu n g
St eu er u n g
Elektrisches Netz
Pel
M, n
Elektrische
Antriebssystem
Pv
Abbildung B-3:
Arbeitsmaschine
Pmech
Schematischer Aufbau eines elektrischen Antriebs /UBA 03/
Laut der Studie des Umweltbundesamtes /UBA 03/ liegt das technische Potenzial der
Energieeinsparung von elektrischen Antrieben bei ca. 16 %. Dies entspricht, bezogen auf
den Energieverbrauch aus dem Jahr 2002, einem möglichen jährlichen Stromeinsparpotenzial von 21,40 TWh bzw. einem CO2-Verminderungspotenzial von etwa 11,95 Mio. t.
Die möglichen Energieeinsparmaßnahmen sind in Tabelle B-6 aufgeschlüsselt. Neben
der erreichbaren Potenzialspanne der Einzelmaßnahmen ist jeweils das anteilige Energie- sowie CO2-Einsparpotenzial ausgewiesen. Diese Werte beziehen sich dabei auf das
ausgewiesene Maximum der Einzelpotenziale.
Tabelle B-6:
Einsparpotenziale
Berechung/
117
bei
elektrischen
Antrieben
/EUK 03/,
max. CO2Verminderungspotenzial
(Mio. t CO2/a)
technisches
Einsparpotenzial
(%)
max. technisches
Energieeinsparpotenzial
(TWh)
Energieeffizienter Motor
2-8
10,70
5,97
Dimensionierung
1-3
4,01
2,24
Energieeffiziente Motorreparatur
bis 2
2,68
1,49
Drehzahlregelung
10 - 50
26,75
14,93
Getriebe / Kraftübertragung
2 - 10
13,38
7,47
Wartung (Schmierung, Einstellung und
Feinabstimmung)
1-5
6,69
3,73
16
21,40
11,95
/eigene
Möglichst hohe Einsparungen werden durch die Optimierung aller Einflussfaktoren
erreicht. Oft sind aber die Rahmenbedingungen der Anlagen für die Ausschöpfung aller
Maßnahmen nicht geeignet. Dem zu Folge ist es notwendig, auf die einzelnen Antriebssysteme und -situationen vor Ort einzugehen.
Referenz
Da eine Aufschlüsselung der Strukturverteilung (Leistung, Alter, etc.) fehlt, wird als
Referenz eine definierte Anlage gewählt, die den durchschnittlichen Motorenbestand in
der Industrie widerspiegeln soll. Die Daten dieses Referenzmotors bei einem 2-SchichtBetrieb sind in Tabelle B-7 dargelegt.
Die Energiekosten werden mit Hilfe der Betriebsstunden des elektrischen Antriebs, des
Strompreis und des spezifischen Wirkungsgrades ermittelt. Investitionshöhe, die wirtschaftliche Nutzungsdauer und der Kalkulationszins sind die Einflussgrößen der Annuitätsmethode für die Ermittlung der kapitalgebundenen Kosten. Wartungskosten, die
z.B. durch Reparaturen, Schmierung oder Prüfung des Getriebes entstehen, werden mit
2 % anteilig an den gesamten Lebenszykluskosten als fix angenommen.
118
Tabelle B-7:
Der Industriesektor
Daten des Referenzmotors
Anlagendaten
Motortyp
-
eff 3
Lebensdauer
a
12
Nennleistung
kW
90
Wirkungsgrad
%
92,5
Betriebsstunden
h/a
4.000
Energiekosten
%
96
Investitionskosten
%
2
Wartungskosten
%
2
Die Investitionskosten für einen Motor entsprechen etwa den Energiekosten für den
Dauerbetrieb eines Monats. Die höheren Investitionskosten für einen hocheffizienten
Motor werden in der Regel innerhalb kurzer Zeit durch die Energieeinsparung während
des Betriebs kompensiert. Die Amortisationszeit liegt bei einem 24-Stunden Betrieb im
Bereich von 1 bis 2 Jahren. /LFU 04b/
Maßnahmen
Die dargestellten Maßnahmen bewirken eine Reduktion des Strombedarfs, welche über
die CO2-Emissionen der Stromerzeugung zu einer Reduktion der CO2-Emissionen führt.
Beim Einsatz energieeffizienter Motoren werden durch neue Werkstoffe und
Verkleinerung der Fertigungstoleranzen bessere Wirkungsgrade erreicht. Die
Maßnahmen reduzieren die Verluste des Motors in den Bereichen Elektrik,
Magnetismus und Mechanik. Laut /MCP 04/ verbrauchen Hochwirkungsgradantriebe
(eff1) zwischen 20 und 30 % weniger Energie als herkömmliche Antriebe. Bei einer
Verbesserung des Wirkungsgrades der häufig eingesetzten Drehstrommotoren lassen
sich
dabei
erhebliche
Einsparpotenziale
erzielen.
Hierfür
werden
drei
Wirkungsgradklassen (Abbildung B-4) definiert: Standard (eff3), verbesserter
Wirkungsgrad (eff2) und Hochwirkungsgrad (eff1). Seit ein paar Jahren werden auch
neue energiesparende EC-Motoren (bürstenloser, elektronisch kommutierter Synchronmotor) eingesetzt. Diese haben auf Grund der fehlenden Eisen-, Kupfer- und Schlupfverluste einen wesentlich höheren Wirkungsgrad /LFU 04b/, /BIN 01/. Allein durch das
Tauschen der alten gegen hocheffiziente Motoren könnten im Industriesektor
6 Mrd. kWh pro Jahr bzw. 6,5 % des jährlichen Strombedarfs der elektrischen Antriebe
eingespart werden /DUH 05/.
119
2p = 2: Zwei Magnetpole für die Magnetfeldinduktion; 2p = 4:Vier Magnetpole für die Magnetfeldinduktion
Abbildung B-4:
Grenzkurven der Wirkungsgradklassifizierung
Antriebe /SCH 06a/
der
elektrischen
In der Regel sind die erforderlichen Nennleistungen der elektrischen Antriebe den
Unternehmen nicht im Detail bekannt. Zudem werden sie aus Sicherheitsgründen i.d.R.
zu hoch angesetzt, sodass die Antriebe bei schlechter Auslastung und somit bei niedrigen Wirkungsgraden von durchschnittlich 60 % betrieben werden. Durch Optimierung
der Motordimensionierung sind laut /UBA 03/ Einsparungen bis zu 10 % möglich,
ohne Einsatz hocheffizienter Antriebe. Das technische Einsparpotenzial wird auf 3,4 %
geschätzt /DUH 05/.
Oft werden größere defekte Motoren (>5 kW) während ihrer Lebensdauer mehrmals
wieder in Stand gesetzt. Laut /MCP 03/ verschlechtert sich durch die Motorreparatur
der Wirkungsgrad im Schnitt um bis zu einem Prozent, in Ausnahmen um bis zu vier
Prozent. Hingegen ist die Investition in einen hocheffizienten Motor oftmals von
wirtschaftlichem Vorteil /DUH 05/.
Drehzahlregelungen werden in den meisten Fällen mittels Frequenzumrichter (FU)
erreicht. Der Umrichter ermöglicht eine Veränderung der Versorgungsspannung und –
frequenz eines Motors und somit seiner Drehzahl. Die Regelung erfolgt in Abhängigkeit
von der geforderten Nutzlast des Prozesses. Ein Einsparpotenzial durch den FU ist erst
bei stark schwankenden Nutzlasten gegeben, d.h. bei konstant bleibender Last wird auf
Frequenzumrichter verzichtet. Laut /DUH 05/ sind durch FU Energieeinsparungen bis
zu 10 Mrd. kWh/a bzw. etwa 7,5 % möglich.
Neben der direkten Kraftübertragung über eine Welle kommen überwiegend
Riemenantriebe zum Einsatz. Dabei regeln Riemenscheiben unterschiedlicher
Durchmesser die Geschwindigkeit der angetriebenen Arbeitsmaschine. Je nach
Dimensionierung der Kraftübertragung ist eine Energieeinsparung zwischen zwei und
zehn Prozent zu erreichen. /AEA 06/ Regelmäßige Wartung der Getriebe,
Antriebsriemen und Lagerungen kann zusätzliche Energieaufwendungen, z.B.
Reibungsverluste, vermeiden. Bei schlecht gewarteten Anlagen könnte durch
regelmäßige Inspektionen bis zu fünf Prozent an Energie eingespart werden.
120
Der Industriesektor
2.2.4 Verminderungskosten und Grenzvermeidungskosten
Bei der Erhebung der Verminderungskosten muss bei allen Einzelmaßnahmen, die den
Einbau eines neuen Motors vorsehen, die Restlaufzeit des vorhandenen Motors, sowie
die anteilsmäßigen Kosten einer Ersatzinvestition berücksichtigt werden (siehe Teil I
der Studie). Als Berechnungsgrundlage wird eine gleichmäßige Altersverteilung über die
durchschnittliche Lebensdauer von 12 Jahren (vergleiche Tabelle B-5) angenommen. Als
wirtschaftliche Grenze der Verminderungskosten können die Kosten für CO2-Zertifikate
an der Börse herangezogen werden. Sind die Verminderungskosten einer Maßnahme
höher als die Zertifikatskosten, so ist es günstiger, Zertifikate zu kaufen. Daher werden
die Kosten für CO2-Zertifikate Grenzverminderungskosten genannt. Die prognostizierten
Zertifikatspreise liegen gemäß Kapitel 1.2.4 zwischen 15 und 30 €/t CO2.
In Tabelle B-8 und Abbildung B-5 sind die Kosten dargestellt, welche bei der Reduzierung einer Tonne CO2 entstehen. Die Abbildung enthält zusätzlich die Grenzverminderungskosten. Die Verminderungskosten der elektrischen Antriebe liegen jedoch unterhalb der Grenzverminderungskosten und tragen somit nicht zu einer Reduktion des
wirtschaftlichen Potenzials bei. Da das Gesamtpotenzial zur CO2-Reduzierung sich nicht
aus den Einzelpotenzialen aufsummieren lässt, werden die Einzelpotenziale der
Kostenkurven anteilig für das Gesamtpotenzial berechnet.
Tabelle B-8:
Durchschnittliche Verminderungskosten der Einzelmaßnahmen
Verminderungkosten
Einzelmaßnahme
Wartung
-102
€/t
Drehzahlregelung
-84
€/t
Dimensionierung
-82
€/t
Motorentausch
-62
€/t
40
20
0
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
8,0
9,0
10,0
-20
-40
-60
-80
-100
Verminderungskosten der elektr. Antriebe
Nutzenfunktion
-120
Abbildung B-5:
11,0
12,0
121
Auf Grund der negativen Verminderungskosten der analysierten Maßnahme ergeben
sich für die kumulierten CO2-Verminderungskosten die in Abbildung B-6 dargestellten
Werte. Werden weitere Maßnahmen umgesetzt oder neue Anlagen installiert, sind
höhere Kosten zu erwarten (positive Verminderungskosten). Dies führt zu einem Anstieg
der kumulierten Verminderungskosten. Ein möglicher Verlauf ist der blau gestrichelten
Linie in Abbildung B-6 zu entnehmen.
0
Verminderungskosten in Mio.€/a
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
8,0
9,0
10,0
11,0
12,0
13,0
-200
-400
-600
-800
Verminderungskosten der elektr. Antriebe
-1000
Abbildung B-6:
Verminderungskosten absolut in Mio. €/a
Bei der Analyse der Verminderungskosten werden die Transaktionskosten (vgl. Kapitel 4.1) nicht berücksichtigt. Würden diese in die Berechnung der Verminderungskosten
mit einfließen, so wäre eine Erhöhung der CO2-Verminderungskosten und eine mögliche
Reduzierung des wirtschaftlichen Potenzials zu erwarten. Steigen beispielsweise die
Investitionskosten bei einem Motorentausch durch die Transaktionskosten um 1.500 €,
so erreicht man die Schwelle zu positiven Verminderungskosten.
Das wirtschaftliche Potenzial besteht aus dem Verminderungspotenzial, für das sich bei
der Analyse negative Verminderungskosten ergeben. Bei den erhobenen durchschnittlichen Verminderungskosten bedeutet dies, dass die ausgewiesenen 11,95 Mio. t CO2 auch
dem wirtschaftlichen Einsparpotenzial entsprechen.
Elektrische Antriebe haben bei den Querschnittstechnologien der Industrie den höchsten
Strombedarf, woran auch das größte jährliche CO2-Einsparpotenzial gekoppelt ist.
Elektrische Antriebe werden bei verschiedenen technischen Anwendungen eingesetzt.
Da diese jedoch häufig im Hintergrund zur eigentlichen technischen Anwendung laufen,
werden die relativ großen und kostengünstig erschließbaren Einsparpotenziale nicht
erkannt.
122
Der Industriesektor
Um die Produktionsausfälle bei einem Motordefekt möglichst gering zu halten, darf die
Zeit, bis der neue Motor eingebaut ist, nur kurz sein. Da Motoren der Effizienzklasse 1
bei den Händlern häufig nicht auf Lager sind, wird trotz des Wissens um die schlechtere
Energieeffizienz der vorrätige Standardmotor (eff3) gekauft. Dies verzögert die Einführung von energieeffizienten Motoren.
Die Aufmerksamkeit der Unternehmer hinsichtlich des Strombedarfs der elektrischen
Antriebe stieg unter anderem durch die europaweite Einführung des Motor Challenge
Programms und des Ökoaudit (EMAS)-Systems. Es ist also davon auszugehen, dass die
Marktdurchdringung energieeffizienter Motore zukünftig stärker vorangetrieben wird
und das prognostizierte Verminderungspotenzial mittels der dargestellten Einsparmaßnahmen erreicht wird.
2.3
Pumpen
2.3.1 Situation
Pumpen gehören zu den am weitesten verbreiteten Arbeitsmaschinen im Industriesektor
und repräsentieren somit eine typische Querschnittstechnologie. Die wichtigsten
Einsatzgebiete der Pumpentechnologie sind die Förderung von Medien, der
Druckerzeugung und -erhöhung in Rohrleitungen, Befüllen, Entleeren, Umpumpen,
Umwälzen und Dosieren.
Als Datenquelle werden Hochrechnungen der Europäischen Kommission bezüglich des
Bestandes an Kreiselpumpen in Deutschland herangezogen (siehe Tabelle B-9). Der
Anteil der Kreiselpumpen im Industriesektor liegt bei 60 – 70 % /WUP 05/.
Tabelle B-9:
Daten der Pumpsysteme /ETS 01/
Anlagen
Bestand
durchschnittl.
Lebensdauer
installierte
Leistung
(GW)
Jahresverbrauch
(TWh)
Energieträger
durchschnittl.
Betriebsstunden
-
15 a
16,51
42,9
Strom
4.000 h/a
Kreiselpumpen
Technik
Die unterschiedlichen Anforderungen hinsichtlich Volumenstrom, Förderhöhe bzw.
Druckdifferenz können durch bestehende Pumpenbauarten abgedeckt werden. Diese
lassen sich in drei Kategorien einteilen:
•
•
•
Verdrängerpumpen arbeiten durch die Wirkung eines oszillierenden oder
rotierenden Kolbens.
Kreiselpumpen sind hydraulische Strömungsmaschinen, bei denen rotierende
Schaufeln dem Fluid Energie zuführen.
Strahlpumpen sind Sonderanwendungen, deren Wirkung auf dem Prinzip des
Impulsaustausches beruht.
In der Industrie kommen überwiegend Strömungsmaschinen zum Einsatz, die nach dem
Prinzip der Kreiselpumpen arbeiten. Pumpen werden in einer Prozesskette meist als
System eingebaut. Dieses ist in der Regel aus den Komponenten Pumpe, Motor, Regelungssystem und Rohrleitungssystem aufgebaut.
123
Erhebungen zum CO2-Verminderungspotenzial lassen lediglich eine Aussage bezüglich
des technischen Gesamteinsparpotenzials zu. Dieses wird in der Literatur mit Werten
bis zu 50 % angesetzt. Die Einsparpotenziale der Einzelmaßnahmen, und somit die CO2Verminderungspotenziale können nicht kumuliert werden. Für diese Studie wird das
Gesamtpotenzial mit 30 % angesetzt (siehe Tabelle B-10) /PUM 07/. Das äquivalente
jährliche CO2-Verminderungspotenzial beträgt 7,18 Mio. t/a.
Tabelle B-10: Technisches Energieeinsparpotenzial und CO2-Verminderungspotenzial
/KSB 07/, /eigene Berechnungen/
technisches
Gesamtpotenzial
(%)
technisches
Energiepotenzial
(TWh/a)
(Mio. tCO2/a)
Verwendung einer effizienteren Pumpe
3,0
1,29
0,72
Verwendung einer Pumpe mit angepasster
Leistung
4,0
1,72
0,96
Bessere Wartung
3,0
1,29
0,72
Besseres Systemdesign
10,0
4,29
2,39
Bessere Systemregelung
20,0
8,58
4,79
Summe (nicht kummulativ)
30,0
12,9
7,18
Da sich der für die CO2-Verminderung zu Grunde gelegte Stromverbrauch nur auf die
Kreiselpumpen bezieht und somit unterhalb des tatsächlichen Stromverbrauchs von
Pumpensystemen in der Industrie liegt, ist das CO2-Verminderungspotenzial als Mindesteinsparpotenzial anzusehen.
Referenz
Als Referenzanlage wird eine Kreiselpumpe zu Grunde gelegt. Die Lebenszykluskosten
einer Pumpe verteilen sich wie folgt /DIM 00/:
•
•
•
•
Energiekosten: 65 %
Instandhaltungskosten: 20 %
Installationskosten: 10 %
Investitionskosten: 5 %
Maßnahme
Die effizienteste Maßnahme zur CO2-Emissionsminderung ist eine Verbesserung der
Systemregelung mittels der Einführung einer Drehzahlregelung. Durch die
Drehzahlregelung mittels Frequenzumrichter (FU) sind, im Gegensatz zur
Drosselregelung oder Rezirkulation, erhebliche Reduzierungen bezüglich der Leistung
möglich. Die Investitionskosten für diese Maßnahme setzten sich aus den Kosten des
Frequenzumrichters in Höhe von 100 bis 200 €/kW Pumpenleistung und den
124
Der Industriesektor
Installationskosten von etwa 2.000 € je Pumpeneinheit zusammen. Die Kosten sind als
Richtwerte zu betrachten. /AEA 06/, /KSB 07/
Als weitere Maßnahme wird die Laufradanpassung betrachtet (besseres
Systemdesign), welche bei einer Überdimensionierung von Pumpen für die Änderung des
Förderstroms und der Förderhöhe angewandt werden kann. Durch diese Maßnahme
verringert sich die Leistungsaufnahme der Pumpe, führt zu einer Verbesserung des
Wirkungsgrads und zu einer geringeren Abnutzung des Rohrsystems und der Ventile.
Das Einsparpotenzial liegt je nach Reduzierung der Pumpen- und Motorleistung
zwischen 10 und 40 %. Die Durchführung dieser Maßnahme ist mit Kosten bis zu 1.000 €
verbunden. /AEA 06/, /BMU 06/
Eine weitere Maßnahme mit geringerem CO2-Verminderungseffekt kann durch intensivere Wartung erreicht werden, da Komponenten von Pumpensystemen, wie die Pumpe,
der Motor oder das Rohrleitungssystem, durch die Alterung ihren Wirkungsgrad verschlechtern. In Rohrleitungen nimmt der Leitungswiderstand durch Korrosion und
Ablagerungen zu. Armaturen werden undicht, was zu Druckverlusten im System führen
kann. Dadurch können Pumpen bei schlechter Wartung bis zu 15 Prozent ihres Wirkungsgrades einbüßen. /EEF 07/ Um diesem durch Alterung bedingten Verschleiß und
den daraus resultierenden Folgenschäden entgegenzuwirken, besteht die Option, die
Pumpen mit Sensoren und Informationssystemen zur Zustandsdiagnose auszustatten.
Als Nebeneffekt können mittels dieser Maßnahme die Instandhaltungskosten um rund
60 % (bezogen auf die Referenz) reduziert werden.
Durch den Einsatz einer effizienteren Pumpe – im vorzeitigen Austausch zur
eingesetzten Pumpe – reduziert sich auf Grund der höheren Effizienz der neuen Pumpe
der Energiebedarf. Die aufzuwendenden Kosten setzen sich aus den Investitionskosten
und Installationskosten zusammen. Diese liegen derzeit bei etwa 200 €/kW.
Eine weitere Maßnahme, die zur CO2-Verminderung führen kann, ist die Optimierung
der Rohrleitungen, die durch eine Querschnittsanpassung oder auch durch die
Reduzierung der Oberflächenrauhigkeit erfolgen kann. Die Kosten und die
Einsparungen können nicht pauschalisiert werden, da diese in erster Linie vom
Querschnitt und der Länge des Rohrleitungssystems abhängig sind.
Die Berechnungsmethode der Verminderungskosten ist in Teil I dieser Studie dargestellt.
Der dargestellten Referenztechnologie mit den zugehörigen Referenzkosten werden die
Investitionskosten und die variablen Kosten gegenübergestellt, welche bei der Umsetzung der Einzelmaßnahmen entstehen. Die daraus resultierenden CO2-Verminderungskosten (vgl. Tabelle B-11) werden grafisch in Abbildung B-7 dargestellt.
125
Tabelle B-11: Verminderungskosten der Einzelmaßnahmen
Verminderungkosten
Einzelmaßnahme
Angepasste Leistung
-975
€/t
Wartung
-445
€/t
Regelung
-10
€/t
41
€/t
Effiziente Pumpe
Da der Ersatz einer effizienteren Pumpe ein Austausch einer Anlagenkomponente ist,
muss bei der Verminderungskostenerhebung die Restlaufzeit der Referenz berücksichtigt werden. Dabei wird für die Erhebung der Restlaufzeit eine lineare Altersverteilung
über die durchschnittliche Lebensdauer von 15 Jahren (vgl. Tabelle B-9) der Referenzanlagen angenommen. Bei der Berechnung ergeben sich für die Maßnahme „Einsatz
einer effizienten Pumpe“ CO2-Verminderungskosten, die – je nach Restlaufzeit der
Referenzanlage – zwischen rund 12 und 65 €/t liegen. Für die graphische Darstellung
wird der nach Einsparpotenzial gewichtete Mittelwert von 41 €/t CO2 herangezogen.
100
0
-100
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
5,5
6,0
6,5
7,0
7,5
8,0
-200
-300
-400
-500
-600
-700
-800
Verminderungskosten bei Industriepumpen
Nutzenfunktion
-900
-1.000
Abbildung B-7:
In Abbildung B-8 werden die absoluten Verminderungskosten dargestellt, die sich bei
der Realisierung der Maßnahmen ergeben. Die Maßnahmen mit negativen Verminderungskosten ergeben – absolut betrachtet – ebenfalls eine negative Kostenkurve. Die
Maßnahme „Einsatz einer effizienteren Pumpe“ liefert bei der Kostenanalyse positive
Verminderungskosten, wodurch die Kostenkurve in diesem Bereich ebenfalls positiv ist.
126
Der Industriesektor
100
-100 0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
-300
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
5,5
6,0
6,5
7,0
7,5
8,0
Verminderungskosten bei Industriepumpen
-500
weiterer Kostenverlauf (exemplarisch)
-700
-900
-1100
-1300
-1500
Abbildung B-8:
Verminderungskosten absolut in Mio. €/a
Bei der Analyse der Verminderungskosten werden die Transaktionskosten (vgl.
Kapitel 1.2) nicht berücksichtigt. Daher liegen die Verminderungskosten in der Realität
höher als die ermittelten, wodurch das wirtschaftliche Potenzial reduziert werden kann.
Die exemplarische Darlegung der Verminderungskosten erfolgt an Hand eines Vergleiches einer Standardpumpe und einer Pumpe mit Frequenzregelung. Die betrachtete
Pumpe wird in der Chemieindustrie zur Beförderung von aggressiven organischen und
anorganischen Flüssigkeiten eingesetzt. Als Betriebsdaten sind die Förderhöhe von 50 m
und der Volumenstrom von 50 m³/h bekannt. In Tabelle B-12 sind die Lebenszykluskosten einer Standardpumpe für 15 Jahre angegeben, sowie der finanzielle Mehraufwand der Maßnahme bezüglich der Investitions-, Installations-, sowie Wartungs- und
Reparaturkosten innerhalb dieses Zeitraumes. Die Energiekosten beziehen sich jeweils
auf den Energiebedarf innerhalb der Lebensdauer.
Tabelle B-12: Vergleich der Kosten einer Standardpumpe (Referenz) und dem
finanziellen Mehraufwand einer Pumpe mit Frequenzregelung (Maßnahme) /KSB 07/
Referenz
Maßnahme
Investitionskosten
12.600 €
+ 3.780 €
Installationskosten
600 €
+ 120 €
63.513 €
+/- 0 €
115.153 €
55.191 €
Wartungskosten/Reparatur
Energiekosten
Erhebt man für diese Datengrundlage die Verminderungskosten unter der Voraussetzung, dass die Referenz noch eine Restlaufzeit von 15 Jahren hat, so ergeben sich dafür
spezifische CO2-Verminderungskosten in Höhe von -8 €/t CO2. Die Verminderungskosten
liegen für diesen speziellen Fall etwas niedriger als die erhobenen Kosten, welche
mittlere Kosten darstellen.
127
Die erhobenen Verminderungskosten weisen für das gesamte Emissionsverminderungspotenzial negative wie auch positive Verminderungskosten auf. Aus betriebswirtschaftlicher Sicht setzt sich das wirtschaftliche Potenzial nur aus den negativen Verminderungskosten zusammen. Es könnte maximal um das Potenzial erweitert werden, dessen
spezifische Verminderungskosten unterhalb der Grenznutzenkurve liegen. Für das CO2Verminderugspotenzial ergibt sich dadurch ein wirtschaftliches Potenzial von
6,46 Mio. t CO2/a.
Pumpen und Pumpensysteme stellen im Industriesektor eine typische Querschnittstechnologie dar. Sie verursachen einen erheblichen Anteil am Energieverbrauch. Eine
reale Abbildung der Pumpensysteme ist auf Grund der Datengrundlage nur bedingt
möglich, die Potenzialabschätzung erfolgt daher nur auf Basis der vorhandenen Kreiselpumpen im deutschen Industriesektor.
Einer Realisierung der ermittelten wirtschaftlichen Potenziale (6,46 Mio. t CO2/a) würde
aus betriebswirtschaftlicher Sicht nichts entgegenstehen. Bei Pumpensystemen liegen
sogar oftmals die Amortisationszeiten der Umsetzung der Einzelmaßnahmen bei weniger als zwei Jahren, und würden somit der innerbetrieblichen Politik – keine Investitionen mit hohen Amortisationszeiten – nicht widersprechen.
2.4
Kälteerzeugung
2.4.1 Situation
Die technische Erzeugung von Kälte (ohne Klimatisierung) kommt im Industriesektor
überwiegend in der Nahrungsmittelindustrie und der Chemischen Industrie (Tieftemperaturtechnik, Labors) zum Einsatz. Kälteanlagen tragen sowohl indirekt durch die bei
der Stromerzeugung entstehenden Emissionen als auch direkt durch das ungewollte
Freisetzen von Kältemitteln zum CO2-Ausstoß bei. Letzteres trifft nur auf treibhausrelevanten Kältemittel zu. Das CO2-Verminderungspotenzial, welches sich durch die Reduzierung von Leckagen ergeben könnte, wird im Weiteren nicht betrachtet.
Der Bestand an Kälteanlagen im Industriesektor beläuft sich auf rund 48.000 Stück.
Knapp 40 % der Anlagen werden in der Erzeugung der Nahrungsmittelindustrie eingesetzt. Weitere Daten, die den Ist-Stand der Kälteerzeugung beschreiben, sind in
Tabelle B-13 enthalten.
Tabelle B-13: Daten der Kälteerzeugung /UBA 03/, /DKV 02/
Anlagen
Bestand
Nahrungsmittelindustrie
(Erzeugung)
19.055
Industrie
29.000
durchschnittl.
Lebensdauer
15 Jahre
installierte
Leistung (MW)
durchschnittl.
Anlagenleistung
(kW)
Jahresverbrauch
(TWh)
k.A.
17,1
12,4
Energieträger
Strom
100 - 200
6,8
128
Der Industriesektor
Technik
Zur Kälteerzeugung gibt es verschiedene Verfahren. Bei Kompressionsanlagen erfolgt
die Verdichtung des Kältemitteldampfes auf mechanischem Wege. Die Hauptkomponenten eines solchen Systems sind ein Verdichter, ein Kondensator und ein Verdampfer
(siehe Abbildung B-9). /MCP 06/
Abbildung B-9:
Darstellung des Kälteprozesses /MCP 06/
Innerhalb des geschlossenen Systems befindet sich das Kältemittel. Als Kältemittel
werden überwiegend Ammoniak und Halogenkohlenwasserstoffe eingesetzt. Der im
Verdampfer entstehende Kältemitteldampf von Adsorptionsanlagen wird bei niedrigem
Verdampfungsdruck von einem Lösungsmittel aufgenommen. Adsorptionsanlagen
beruhen auf einem ähnlichen Funktionsprinzip wie die Absorptionsanlagen. Das
verdampfte Kältemittel wird allerdings nicht von einer Lösung, sondern von einem
Feststoff adsorbiert.
CO2-verminderne Maßnahmen in der Querschnittstechnologie Kälteerzeugung sind
neben der Optimierung von Anlagenkomponenten, wie beispielsweise Verdichter oder
Pumpen, auch die Vermeidung des Austritts von Kältemitteln. Tabelle B-14 legt eine
Auswahl an Einzelmaßnahmen dar. Diese bringen ein Einsparpotenzial zwischen 1 %
und 8 %. Im Industriesektor sind bei der Systemoptimierung, der Steuerung und der
Wärmedämmung die Einzelpotenziale am größten.
Das Gesamteinsparpotenzial lässt sich nicht aus allen dargestellten Maßnahmen kumulieren. Es lässt sich auf ca. 18 % abschätzen /UBA 03/. Das bedeutet, dass der Strombedarf mit den skizzierten Einsparmaßnahmen um 4,32 TWh/a reduziert werden könnte
bzw. ein CO2-Verminderungspotenzial von 2,52 Mio. t/a möglich wäre.
129
/DKV 02/, /UBA 03/, /eigene Berechnung/
technisches
EnergieeinsparEinsparpotenzial
potenzial (TWh/a)
(%)
(Mio. t CO2/a)
Verminderung des Kältebedarfs
Systemoptimierung
8,0 - 10,0
1,92
1,07
Betriebs- und Wartungsmaßnahmen
4,0 - 8,0
0,96
0,54
Stärkere Wärmedämmung
5,0 - 10,0
1,20
0,67
2,0
0,48
0,27
Antriebe mit Drehzahlregelung für Verdichter,
Ventilatoren und Pumpen
4,0 - 6,0
0,96
0,54
Hocheffizienter Kältekompressor
2,0 - 5,0
0,48
0,27
Hocheffizienzmotoren für den Ventilator am
Kondensator
2,0 - 5,0
0,48
0,27
Verdunstungskühler
2,0 - 5,0
0,48
0,27
3,0
0,72
0,40
10,0 - 15,0
2,40
1,34
5,0
1,20
0,67
18,0
4,32
2,41
Wärmerückgewinnung
Effiziente Geräte/Beleuchtung in Kühlräumen
80 (Wärme)
Benutzung von effizienten Geräten und Anlagen
Richtige Bedienung und Vermeidung unnötig niedrieger Temperaturen
Reinigung der Wärmeüberträgerflächen
Steuerung des Verdichtungsenddrucks am
Kältekompressor
Abtausteuerung
Summe (nicht kummulativ)
2.4.3 Referenz und Maßnahmen
Referenz
Der überwiegende Anteil (98 %) der installierten Kälteleistung im Industriesektor wird
durch Kompressionskältemaschinen abgedeckt.
Maßnahmen
Nachfolgend werden die Einzelmaßnahmen dargestellt, die zu einer CO2-Einsparung
führen können /MCP 06/:
Der Hauptansatzpunkt bei der Systemoptimierung industrieller Kälteprozesse ist die
optimale Dimensionierung der Anlage, sowie eine Anpassung an die Anforderung an den
Prozess – insbesonders im Teillastbetrieb. Dies beinhaltet u.a. die Steuerung des Gesamtsystems.
Die Wärmerückgewinnung der vom Verdichter wie auch vom Kondensator
produzierten Abwärme kann für andere Zwecke verwendet werden. Dabei kann die
Abwärme vielseitig genutzt werden. Sie kann von der Deckung des Warmwasserbedarfs,
über Heizzwecke bis zur Bereitstellung von Prozesswärme reichen.
Eine regelmäßige Reinigung der Wärmeüberträgerflächen führt zu einem
verbesserten Wärmeübergang, wodurch der Energiebedarf reduziert werden kann.
Die Maßnahmen zur Effizienzsteigerung des Motors, sowie die Drehzahlregelung wurden bereits in den vorangegangenen Kapiteln betrachtet.
130
Der Industriesektor
Eine Anlage zur Kälteerzeugung besteht aus Einzelkomponenten, die den Querschnittstechnologien zugeordnet werden. Die Einzelmaßnahmen, wie der Einsatz geregelter
Pumpen, drehzahlgeregelte Antriebe der Verdichter wurden bereits in den vorangegangenen Kapiteln erörtert. Das ausgewiesene Verminderungspotenzial der Kälteanlagen von 2,41 Mio. t CO2/a reduziert sich daher um die teilweise mehrfach
ausgewiesenen Einzelpotenziale.
2.5
Elektrische Beleuchtung
2.5.1 Situation
Die wesentlichen Techniken der Beleuchtung sind Glühlampen, Leuchtstofflampen,
Kompaktleuchtstofflampen, sowie Metall- und Halogenlampen. Im Industriesektor
kommen Leuchtstofflampen und ein geringerer Anteil von Metalldampflampen zum
Einsatz. Die Unterschiede der einzelnen Lampentypen liegen im Wesentlichen in der
Lebensdauer, der Lichtausbeute und der Farbwiedergabeeigenschaften. Die Beleuchtung
von Arbeitsstätten wird in der europäischen Norm DIN EN 12464-1 geregelt. Darin
werden die Gütemerkmale der Beleuchtung definiert wie z.B. Beleuchtungsstärke,
Leuchtdichteverteilung, Blendung, Lichtrichtung, Lichtfarbe und Farbwiedergabe,
Flimmern und Tageslicht.
Die Beleuchtung ist eine Querschnittstechnologie, die in allen Branchen zur Anwendung
kommt. In Deutschland sind derzeit etwa 78,5 Mio. Leuchten im Industriesektor installiert, deren jährlicher Stromverbrauch bei 10,1 TWh/a liegt (vgl. Tabelle B-15). Da in
der Industrie der Leuchtstofflampenanteil überwiegt und sich nur für diese Leuchtmittel
ein Bestand erheben lässt, basiert die Technikbeschreibung und die Kostenanalyse auf
dieser Technologie.
Tabelle B-15: Daten der elektrischen Beleuchtung /UBA 03/, /WUP 05a/, /AGEB 07/,
/ZVE 05/
Anlagenleistung
Leuchtstofflampen
Bestand
Technik
durchschnittliche
Lebensdauer
Jahresverbrauch (TWh)
Energieträger
durchschnittliche
Betriebsstunden
(h/a)
109,9 Mio.
80 % KVG
20 % EVG
9.000 - 20.000 h
10,1
Strom
800 - 4.000 h/a
Technik
Unterschiede von Leuchtstofflampen bestehen in erster Linie in der Art der Leuchtstofflampe und den Vorschaltgeräten, die einerseits den Lampenstrom regeln und
begrenzen und anderseits für eine sichere Zündung unter den spezifischen Bedingungen
sorgen. Derzeitig sind im Industriesektor rund 80 % der installierten Leuchten mit
konventionellen Vorschaltgeräten ausgestattet, die restlichen 20 % mit elektronischen
Vorschaltgeräten. Für diese 20 % wird vorausgesetzt, dass die Beleuchtungsanlagen dem
technischen Stand entsprechen und somit aus modernen Leuchten inkl. Regel- und
Steuerungseinheiten bestehen. Die Techniken der Vorschaltgeräte werden im Folgenden
näher erläutert. /OSR 06/
•
•
•
131
Konventionelle Vorschaltgeräte (KVG)
KVG bestehen aus einer Kupfer-Eisen-Drossel und besitzen u.a. durch die hohe
Eigenerwärmung einen geringen Wirkungsgrad. Diese Vorschaltgeräte sind noch
weit verbreitet. KVG der Energieeffizienzklasse C und D dürfen nach der EEG
Richtlinie seit 2002 bzw. 2005 nicht mehr in Verkehr gebracht werden.
Verlustarme Vorschaltgeräte (VVG)
VVG sind auch als KVG der Energieeffizienzklasse B bekannt und dürfen noch
vertrieben werden. Dieses Vorschaltgerät besitzt auf Grund des Einsatzes von
höherwertigen Elektroblechen und größeren Kupferquerschnitten eine geringere
Verlustleistung gegenüber dem KVG.
Elektrische Vorschaltgeräte (EVG)
EVG haben einen elektronischen Aufbau, was eine optimale Anpassung der Betriebsspannungsfrequenz und Spannung an das Leuchtmittel ermöglicht.
Vorteile von EVG sind durch geringere Verlust- und Systemleistungen bedingte
erhebliche Energieeinsparungen, geringere Wärmeentwicklung und eine höhere
Lampenlebensdauer. Es besteht zudem die Möglichkeit dimmbare EVG
einzusetzen.
Die Leuchtstofflampen werden generell in die Kategorie Standard-Leuchtstofflampe
(i.d.R. T12 (∅ 38 mm) mit KVG) und 3-Banden-Leuchtstofflampe unterschieden.
3-Banden-Leuchtstofflampen werden seit den 80er Jahren entwickelt. Der Unterschied
zu den Standard-Leuchtstofflampen besteht im Einsatz der neu entwickelten Leuchtstoffe, sowie den zusätzlichen Lampenquerschnitten T8 (∅ 25 mm) und T5 (∅ 16 mm).
Transaktionskosten:
In den überwiegenden Fällen werden die Potenziale zur Energieeinsparung und somit
zur Verminderung des CO2-Ausstoßes nicht aus Eigeninitiative der Unternehmen
untersucht. In der Regel treten Unternehmen an die Industriebetriebe heran und
erstellen individuelle Energiekonzepte zur Energieoptimierung für die jeweiligen Industriebetriebe.
Die Kosten für die Potenzialerhebung sind abhängig von der Betriebsgröße und der
installierten Anschlussleistung. Die Kosten für die Potenzialanalyse liegen pro Mann
und Tag bei 1.150 € /WIN 07/. Innerhalb eines Tages können Betriebe der Größe von 500
Mitarbeitern analysiert werden. Dies entspricht einer Leuchtstofflampenanzahl von
2.000 bis 3.000 Stück.
Die Amortisationszeiten für die Modernisierung von Beleuchtungsanlagen in der
Industrie liegen zwischen 2 und 4 Jahren. Dieser Zeitraum ist für die Mehrheit der
Industriebetriebe zu lang und dadurch ein Hemmnis für die Realisierung der Effizienzverbesserungsmaßnahme. Energie-Einsparcontracting ist eine Möglichkeit für Betriebe,
ohne die entstehenden Kosten CO2-mindernde Maßnahmen durchzuführen.
Die technischen Einsparpotenziale der Beleuchtung sind im Vergleich zu anderen
Querschnittstechnologien auf Grund des geringen Nutzungsgrades hoch. 1999 lag der
damalige durchschnittliche Nutzungsgrad bei 7,9 %. Werden alle technischen
Maßnahmen und Verhaltensmaßnahmen berücksichtigt, wäre es möglich, ein Potenzial
von 77 % zu erreichen (vgl. Tabelle B-16). Im Mittel liegt das mögliche Einsparpotenzial
132
Der Industriesektor
bei ca. 33 % des Energieverbrauchs, lässt sich aber in der Praxis auch vereinzelt auf
50 % anheben.
Setzt man für die CO2-Verminderungsmaßnahmen eine technisch mögliche Energieeinsparung von 33 % an, so ergibt sich eine jährliche Reduzierung des CO2-Ausstoßes von
knapp 1,9 Mio. t CO2/a.
nach /UBA 03/, /eigene Berechnung/
techn. Einsparpotenzial (%)
Energieeinsparpotenzial
(TWh/a)
(Mio. tCO2/a)
Technische Verbesserung der einzelnen
Technologien
11,7
1,18
0,66
Substitution der Technologie durch eine zweite
Technologie
25,3
2,55
1,42
Tageslichtnutzung
12,6
1,27
0,71
Optimierung bzw. Einsatz von Steuerung und
Regelung
25,2
2,54
1,42
Manuelles Schalten
2,6
0,26
0,15
33
3,32
1,85
Das technische Ausbaupotenzial wird oftmals durch das mangelnde Wissen bzw. die
falsche Zuordnung der tatsächlichen Energiekosten für die Beleuchtung eingeschränkt.
Zusätzlich sind Neuinvestitionen häufig mit hohen Kosten verbunden, die – kombiniert
mit längeren Amortisationszeiten – oftmals das Hemmnis für die Realisierung der CO2Verminderung sind.
Referenz
Als Referenz wird eine Industriehalle zu Grunde gelegt, deren Grundfläche 990 m²
beträgt. Die Fertigung erfolgt in einem 1-Schicht-Betrieb. Daraus ergibt sich eine Betriebsdauer der Beleuchtungsanlage von 2.500 h/a. Die Beleuchtungsanlage besteht aus
Freistrahlerleuchten, die mit Standardleuchtstofflampen und KVG ausgestattet sind
(vgl. Tabelle B-17). Diese Ausstattung entspricht oftmals der Beleuchtung in Industriebetrieben.
133
Tabelle B-17: Referenz Beleuchtung /ISI 99/
Referenz
Industriehalle, 990 m² Grundfläche
Beleuchtungsobjekt
Anlagendaten
Lampe
-
Standard-LL
Lebensdauer
h
12.000
Leuchte
-
Freistrahler-Lichtbandleuchten
Anzahl der Leuchten
-
160
W
2*58
Vorschaltgerät (VG)
-
KVG
Verlustleistung des VGs
W
13
Anschlussleistung
kW
22,72
Anschlussleistung
W/m²
22,9
Energieträger
-
Strom
Betriebsdauer
h/a
2.500
Leistung
Bei der Erhebung der Verminderungskosten wird auf eine Betrachtung eines 2-Schicht
bzw. 3-Schicht-Betriebs verzichtet. Bei einem Mehrschichtbetrieb steigen die jährliche
Betriebsdauer und dadurch der Energiebedarf. Zugleich sinken die Lebensdauer und die
Amortisationszeiten. Für die Verminderungskosten beim Mehrschichtbetrieb ergeben
sich allerdings keine Veränderungen im Vergleich zum 1-Schicht-Betrieb.
Maßnahme
Zum Zeitpunkt der Durchführung der Maßnahme hat die Referenztechnologie – bezogen
auf die Lebensdauer – eine gewisse Restlaufzeit. Zudem ist die Lebensdauer der Maßnahme höher als die der Referenz. Daher müssen bei der Verminderungskostenanalyse
auch Ersatzinvestitionen der Referenztechnologie berücksichtigt werden. Die übliche
Methodik beim Austausch defekter Leuchten ist, dass die bestehende Referenztechnologie durch die gleiche ersetzt wird. Einzig bei der Einzelmaßnahme des manuellen Schaltens findet keine weitere Investitionsmaßnahme statt.
Bei
der
Modernisierung
der
Beleuchtungsanlage
werden
die
Standardleuchtstofflampen durch moderne 3-Banden-Leuchtstofflampen ersetzt
(technische Verbesserung der einzelnen Technologien). Hierbei reduziert sich die
Lampenanzahl von zwei auf eine Lampe pro Leuchte. Zusätzlich wäre bei dieser
Maßnahme ein Austausch der veralteten (KVG) auf moderne Vorschaltgeräte (EVG)
ebenfalls möglich. Hiervon sind rund 80 % der Beleuchtungsanlagen betroffen (s.
Tabelle B-15).
Eine weitere Einzelmaßnahme besteht aus der Substitution der bestehenden
Technologie durch moderne Techniken. Realisiert wird dies beispielsweise durch
moderne Reflektor-Lichtbandleuchten in Kombination mit modernen Leuchtmitteln.
Die Optimierung bzw. der Einsatz von Steuerung und Regelung, sowie die
Tageslichtnutzung bauen auf eine Substitution der Technologien des Bestands durch
die oben beschriebene zweite Technologie auf. Für die Realisierung dieser Maßnahmen
kommen unter anderem präsenz- und tageslichtabhängige Sensoren zum Einsatz. Mit
134
Der Industriesektor
dieser Technologie werden überwiegend Beleuchtungsanlagen in Räumen, wie Flure,
WC-Bereiche, etc. eingesetzt. Nachdem diese Räumlichkeiten im Industriesektor
flächenmäßig eine untergeordnete Rolle spielen, meist schlecht mit Tageslicht versorgt
und die Räume üblicherweise während einer Schicht dauerhaft belegt sind, werden diese
beiden Einzelmaßnahmen für die Verminderungskostenanalyse nicht herangezogen.
Die dynamischen Verminderungskosten werden nach der dargestellten Methodik erhoben. Zur Berechnung der Kapitalkosten wird der Zinssatz für den Bereich Industrie und
produzierendes Gewerbe auf 15 % festgesetzt. Die Laufzeit bzw. der Betrachtungszeitraum ergibt sich aus der Lebensdauer der Lampen (9.000 h bzw. 12.000 h) und der
jährlichen Betriebsdauer (2.500 h/a bei Ein-Schicht-Betrieb).
In Abbildung B-10 bzw. Tabelle B-18 werden die spezifischen bzw. die absoluten
Verminderungskosten dargestellt. Die ermittelten Verminderungskosten der Einzelmaßnahmen werden der Nutzenfunktion der Grenzverminderungskosten gegenübergestellt, welche jeweils negative Verminderungskosten aufweisen. Das Maximum der
Grenzverminderungskosten liegt dabei bei 30 €/t CO2; das Minimum wird bei 15 €/t
erwartet.
Einzelmaßnahme
Verminderungkosten
Technische Verbesserung
(Lampentausch)
-200
€/t
Technische Verbesserung
(Tausch der Vorschaltgeräte)
-137
€/t
Manuelles Schalten
-130
€/t
Substitution der Technologie
-118
€/t
Bei der Maßnahme der technischen Verbesserung durch den Tausch der Vorschaltgeräte
wird ein sowieso durchgeführter Lampentausch vorausgesetzt. Daher werden bei der
Erhebung der Verminderungskosten nur jene Kosten herangezogen, die durch den
Einsatz neuer Vorschaltgeräte entstehen. Als Referenz bezüglich des Energiebedarfs
und der variablen Kosten wird daher die bereits realisierte Einzelmaßnahme des Lampentauschs zu Grunde gelegt.
80
60
40
20
0
-20 0,0
-40
-60
-80
-100
-120
-140
-160
-180
-200
-220
0,2
0,4
0,6
135
0,8
1,0
1,2
1,4
1,6
1,8
2,0
Verminderungskosten der Beleuchtung
Nutzenfunktion
Abbildung B-10: Verminderungskosten in €/t /eigene Berechnung/
Die Durchführung von weiteren CO2-mindernden Maßnahmen ist mit höheren Kosten
verbunden, welche positive Verminderungskosten mit sich bringen werden. Daher ist im
weiteren Verlauf der kumulierten Verminderungskosten ein Kurvenanstieg zu erwarten,
welcher in Abbildung B-11 als gestrichelte Kurve weitergeführt wird.
Verminderungskosten in Mio.€/a
10
0,0
-40
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
1,4
1,6
1,8
2,0
Verminderungskosten der Beleuchtung
-90
-140
-190
-240
Abbildung B-11: Verminderungskosten absolut in Mio. €/t /eigene Berechnung/
Das wirtschaftliche Potenzial wird durch die erhobenen Verminderungskosten der
Einzelmaßnahmen bestimmt. Als wirtschaftliche Einzelmaßnahmen werden die Maß-
136
Der Industriesektor
nahmen angesehen, deren Verminderungskosten im negativen Bereich oder unterhalb
der prognostizierten Grenzverminderungskosten (Nutzenfunktion) liegen. Dies bedeutet
für die Beleuchtung im Industriesektor, dass auf Grund der erhobenen negativen Verminderungskosten das gesamte erhobene Verminderungspotenzial von 1,85 Mio. t CO2
als wirtschaftliches Potenzial angesehen werden könnte.
Die Problematik bei den Querschnittstechnologien, dass die entstehenden Kosten und
Emissionen selten direkt aus den Bilanzen zu ermitteln sind, trifft bei der Beleuchtung
ebenfalls zu. Dadurch entsteht kein Bewusstsein über den tatsächlichen, den Technologien zuzuschreibenden Energieverbrauch und den daraus resultierenden CO2-Emissionen.
Ein weiterer Punkt, der die Umsetzung der Einzelmaßnahmen zur Emissionsminderung
hemmt, ist oftmals der bestehende Lagerbestand an Leuchtstoffmitteln. Dieser Bestand
entspricht häufig nicht mehr dem Stand der Technik. Eine Entsorgung dieser Altbestände und die Anschaffung neuer Leuchtmittel wären finanziell, wie auch emissionsseitig sinnvoll. Dennoch werden diese Leuchtstofflampen in der Regel aufgebraucht.
Diese genannten Aspekte lassen eine Aussage über das praktische Potenzial, dessen
Umsetzung auch realisiert wird, kaum zu. Im Zuge der stetig steigenden Energiekosten,
sowie der Verpflichtungen zur CO2-Reduktion wird geschätzt, dass die Einzelmaßnahmen mit negativen Verminderungskosten umgesetzt werden.
2.6
Druckluftbereitstellung
2.6.1 Situation
Auf Grund der einfachen Handhabung, der sauberen und flexiblen Einsatzmöglichkeiten
und einer leichten Regelbarkeit findet Druckluft in vielen Produktionsprozessen Verwendung. Zugleich ist die Druckluft einer der teuersten Energieträger in der Industriebranche. Druckluftanlagen sind aus mehreren Einzelelementen aufgebaut.
Schätzungen zu Folge sind derzeit in Deutschland rund 62.000 Druckluftanlagen installiert, deren Bestand sich auf die beiden Leistungsklassen 10 – 110 kW (70 %) bzw.
110 - 300 kW (30 %) aufteilt. Der jährliche Strombedarf liegt – bei einer durchschnittlichen Betriebstundenzahl von 3.500 h/a – bei 14 TWh/a. Eine Zusammenfassung der
Anlagendaten wird in Tabelle B-19 gegeben. Die durchschnittliche Lebensdauer von
Druckluftanlagen kleiner und mittlerer Leistung liegt bei 13 Jahren, die durchschnittliche Lebensdauer von Anlagen großer Leistung liegt bei 16 Jahren. Daraus ergibt sich die
Tatsache, dass 6,7 % der Anlagen jährlich erneuert werden. Das entspricht einer Anzahl
von etwa 4.200 Druckluftanlagen pro Jahr. /RAD 06/
137
Tabelle B-19: Daten der Druckluftanlagen /RAD 01/
Anlagenleistung
Bestand
durchschnittliche durchschnittliche
Jahresverbrauch Energieträger
Lebensdauer
Anlagenleistung
10 - 110 kW
43.400
10 a
42 kW
10,5 TWh
110 - 300 kW
18.600
16 a
132 kW
3,5 TWh
Summe bzw.
Durchschnitt
62.000
12 a
65 kW
14 TWh
durchschnittliche
Betriebsstunden
Strom
3.500 h/a
-
-
Die durchschnittlichen Anteile des Stromverbrauchs für die Drucklufterzeugung in den
einzelnen Industriesektoren sind in Tabelle B-20 dargestellt. Innerhalb einer Branche
können die Anteile signifikant vom Durchschnitt abweichen. /UBA 03/
Tabelle B-20: Anteil des Stromverbrauchs für die Druckluftversorgung nach Sektor
/RAD 06/
Branche
Keramik
Glas
Baustoffe
Investitionsgüter
Nahrungs- und Genussmittel (gesamt)
Papier und Pappe
Brauereien
Molkereien
Holz- und Holzverarbeitung
Textil, Lederwaren und Bekleidung
Eisen und Stahl
Chemische Industrie
Nichteisenmetalle (gesamt)
Zement
Aluminium
Anteil des Stromverbra uchs
für die Drucklufterzeugung
von
20,0%
16,0%
13,0%
10,0%
6,0%
4,0%
4,0%
4,0%
3,0%
3,0%
1,0%
0,5%
0,5%
0,5%
0,2%
bis
23,0%
30,0%
20,0%
20,0%
10,0%
9,0%
9,0%
7,0%
6,0%
6,0%
3,0%
1,5%
5,0%
9,0%
1,0%
Technikstruktur
Unabhängig von der Druckluftqualität in den unterschiedlichen Industriebranchen setzt
sich eine Druckluftanlage aus folgenden Anlagenkomponenten zusammen:
•
•
•
•
•
Vorgeschalteter Filter (i.d.R. ein Stofftaschenfilter
Ansaugluft)
Kompressor (i.d.R. ein Schraubenkompressor)
Steuerung
Lufttrockner
Druckluftbehälter
zur
Reinigung
Eine Anordnung der Komponenten in einer Anlage wird in Abbildung B-12 gegeben.
der
138
Der Industriesektor
Abbildung B-12: Aufbau eines Druckluftsystems /RAD 06/
Die staubhaltige und stark verschmutze Ansaugluft wird zur Vorreinigung durch einen
vor den Verdichter geschalteten Filter angesaugt. Ein Filter in einem Druckluftnetz
entspricht einem Strömungswiderstand und muss folglich mit einem erhöhten Betriebsdruck kompensiert werden. Allgemein gilt: pro bar zu kompensierender Druckabfall
benötigt der Kompressor 10 % mehr Primärenergie. Mittels Kompressoren/Verdichter, in
der Regel Schraubenkompressoren, wird die Luft über zwei exakt zueinander
konstruktiv abgestimmten Rotoren (Schrauben) verdichtet und in den Druckluftbehälter
eingespeist. Um den Verdichter zu kühlen und einem Verschleiß entgegen zu wirken,
wird im Regelfall Öl in die Verdichterkammer eingespritzt, welches im Aufbereitungsverfahren wieder abgeschieden werden muss. Im Allgemeinen sind für die entsprechende Qualität der Druckluft ein Kälte- oder Adsorptionstrockner und ein oder
mehrere Filter (u.a. Mikrofilter oder Aktivkohlefilter) notwendig, auch im Hinblick auf
die Kondensatbildung im Verteilernetz. Nach /KAE/ werden fast ausschließlich nur noch
Anlagen installiert, die dem Aufbereitungsgrad „1 – 4 – 1“ hinsichtlich Staubgehalt,
Wassergehalt und Ölgehalt genügen, d.h. keine Partikel > 0,01 m in der Druckluft
enthalten, Drucktaupunkt7 +3 °C, Restöldampfgehalt der Druckluft von 0,003 mg/m3.
In Abbildung B-13 ist der spezifische Energiebedarf von Verdichtern über dem Haupteinflussfaktor, dem Verdichtungsenddruck, dargestellt. Es wurden die spezifischen
Energieverbräuche von verschiedenen Modellen einer Bauart, insgesamt 33 Verdichter,
bei unterschiedlichen Druckniveaus erfasst. Dabei steigt der spezifische Energieverbrauch des Radialverdichters, im Vergleich zu den anderen, bei Druckerhöhung
weniger stark an. Radialverdichter sind aber wartungsbedürftiger.
Kolbenverdichter sind auch im Arbeitsbereich des Zellenverdichters einsetzbar und
zeigen ab einem Endruck von ca. 5 bar auch den geringeren spezifischen Energieverbrauch. Im Gegensatz zu einem Kolbenverdichter besitzt der Luftstrom eines Zellenverdichters aber eine wesentlich geringere Pulsation.
Unterschiede im spezifischen Energiebedarf werden im Wesentlichen bedingt durch die
Anzahl der Verdichterstufen, der Güte der Zwischenkühlung und der Anpassung an den
7
Unter dem Drucktaupunkt versteht man die Temperatur, auf die verdichtete Luft abgekühlt werden kann, ohne dass
Kondensat ausfällt. Der Drucktaupunkt ist abhängig vom Verdichtungs-Enddruck. Bei sinkendem Druck sinkt auch
der Drucktaupunkt.
139
Verdichtungsenddruck. Durch den besonderen Verdichtungsprozess der Gleichdruckverdichtung sind Drehkolbenverdichter nicht mit den anderen zu vergleichen.
Spez. Energieverbrauch in kWh/m³
0,18
Schraubenverdichter
Kolbenverdichter
0,16
Zellenverdichter
Radialverdichter
0,14
0,12
0,10
0,08
0,06
0,04
0,02
Drehkolbenverdichter
0,00
0
4
8
12
16
Verdichtungsenddruck in bar
20
24
28
Abbildung B-13: Energieverbrauch verschiedener Verdichtertypen /LAY 99/
Auf Grund des geringen Nutzungsgrades – etwa 4 bis 8 % der Endenergie werden in
mechanische Expansionsarbeit umgesetzt – ergeben sich große Einsparpotenziale bei der
Optimierung von Druckluftsystemen /UBA 03/. Durch die Vielzahl der Einzelelemente
einer Druckluftanlage ergibt sich ein hoher Verlustfaktor, der den Wirkungsgrad der
Gesamtanlage deutlich mindert. Verbesserungsmöglichkeiten einer Anlage sind u.a. die
richtige Wahl des Druckniveaus, die Nutzung der Kompressorabwärme oder auch
Schulungen der Anwender. Tabelle B-21 zeigt die Einzelsparmaßnahmen und deren
Energieeinsparungen von Druckluftanlagen. Durch diese verschiedenen Maßnahmen
könnte der Strombedarf und somit die Energiekosten um rund 33,1 % vermindert
werden, wobei sich das technische Gesamtpotenzial nicht aus der Summe der Einzelpotenziale bilden lässt. Die daraus resultierende CO2-Verminderung würde knapp
2,6 Mio. t CO2/a betragen. Für die installierten Anlagen könnte sich somit eine durchschnittliche Reduzierung des Kohlendioxidausstoßes von rund 44 t CO2 pro Jahr und
Anlage ergeben.
Die Möglichkeiten der Effizienzsteigerung sind nicht in allen Betrieben gleichermaßen
anwendbar. Erfahrungsgemäß liegen die Energieeinsparungen zwischen 20 und 40 %.
Viele Unternehmen sind oft nicht in der Lage, ihre Energiekosten der Druckluftanlage
zu konkretisieren und müssen daher auf die geringe Effizienz ihrer Anlage aufmerksam
gemacht werden bzw. von der Notwendigkeit zur Verbesserungen überzeugt werden.
Das wirtschaftliche Denken in der Industrie wird im Allgemeinen durch die „Ungewissheit über die Zukunft“ bestimmt. Diese Einstellung spricht gegen Investitionen mit
langen Amortisationszeiten, wodurch die Bereitschaft für Investitionen in die Druckluftbereitstellung gering ist.
140
Der Industriesektor
nach /UBA 03/, /eigene Berechnungen/
techn. Gesamtpotenzial (%)
techn.
Energiepotenzial
(TWh/a)
(Mio. t CO2/a)
Neuanlagen oder Ersatzinvestitionen
Verbesserte Antriebe (hocheffiziente Moteren, HEM)
0,5
0,07
0,04
Verbesserte Antriebe (drehzahlvariable Antriebe, ASD)
3,8
0,53
0,30
Technische Optimierung des Kompressors
2,1
0,29
0,16
Einsatz effizienter und übergeordneter Steuerungen
2,4
0,34
0,19
4,0
0,56
0,31
0,5
0,07
0,04
Gesamtanlagenauslegung inkl. Mehrdruckanlagen
4,5
0,63
0,35
Verminderung der Druckverluste im Verteilsystem
1,5
0,21
0,12
Optimierung von Druckluftgeräten
2,0
0,28
0,16
Verminderung der Leckageverluste
16,0
2,24
1,25
Häufiger Filterwechsel
0,8
0,11
0,06
Summe
33,1
4,63
2,59
Wärmerückgewinnung für Nutzung in andereren
Funktionen
Verbesserte Druckluftaufbereitung, Kühlung, Trocknung,
Filterung
Anlagenbetrieb und Instandhaltung
Als Referenz wird eine Anlage definiert, die den durchschnittlichen Anlagenbestand
widerspiegelt. In Tabelle B-19 werden die durchschnittlichen Betriebsstunden einer
Druckluftanlage mit 3.500 h/a angegeben. Für die Erhebung der Verminderungskosten
wird ein 2-Schicht-Betrieb zu Grunde gelegt, da dieser mit 4.000 h/a /KAE/ dem Durchschnitt am nächsten entspricht. Weitere Anlagendaten werden wie folgt festgelegt und
in Tabelle B-22 dargestellt:
Tabelle B-22: Referenzanlage für Druckluft /DEN 06/, /RAD 01/
Anlagendaten
Lebensdauer
a
12
Anlagenleistung
kW
60
Betriebsstunden
h/a
3.500
Energiekosten
%
76
Investitionskosten
%
16
Wartungskosten
%
6
Maßnahmen
Im Bereich der Druckluftversorgung sind Druckluftleckagen Ursache für die häufigste
Energie- und Kostenverschwendung (vgl. Tabelle B-23), es können aber laut /ENS 06/
auch relativ schnell und effektiv Verbesserungen erreicht werden. Messungen in Betrie-
141
ben zeigen Leckageverluste auf, bei denen bis über 50 % des erzeugten Fördervolumens
verloren geht. Die Reduzierung der Leckageverluste auf 10 % liegt im Rahmen des
technisch Machbaren /NRW 02/. Untersuchungsmethoden zur Lokalisierung der Druckluftleckagen sind u.a. Leckage-Ultraschallgeräte, Lecksprays oder Geräuschproben.
Besonders anfällige Druckverluststellen sind beispielsweise Schläuche, Kupplungen,
Druckluftpistolen und Zylinder. Als direkte Maßnahmen zur Verminderung der
Leckageverluste können Verschraubungen befestigt und Dichtungen und Schläuche
erneuert werden. Indirekt können die Leckagen dadurch reduziert werden, dass die
Anlagen zu Betriebsschluss (Wochenende, Feierabend) abgeschaltet werden. In Summe
liegt das Verminderungspotenzial dieser Maßnahme bei 16 % bzw. 1,31 Mio.t CO2.
Tabelle B-23: Beispiel Energieaufwendung und Kosten für Leckagen /RAD 06/
Lochdurchmesser
Luftverlust (bei 6 bar)
mm
l/s
Energieverlust
kW
1
€
1
1,2
0,3
268
3
11,1
3,1
2.777
5
30,9
8,3
7.435
10
123,8
33,0
29.561
1) Annahme: 8.760 h/a, Strompreis 0,10 Cent/kWh
Bei den Filtern in der Drucklufttechnik handelt es sich um so genannte Tiefenfilter. Die
mit Staubpartikeln verunreinigte Luft wird durch das Filtermedium gedrückt, der
Schmutz bleibt im Filtermaterial zurück. Folglich ist der Filter nach einer bestimmten
Betriebsdauer so stark verunreinigt, dass er ersetzt werden muss. Neue Filter gehen mit
einer Druckdifferenz von 0,07 bar in Betrieb. Der Filterwechsel sollte bei einer
Druckdifferenz von 0,35 bar erfolgen.
In der Regel werden Kompressoren von Elektromotoren angetrieben. Um den Energiebedarf und somit die Emissionen der Gesamtanlage zu vermindern, besteht die Möglichkeit, verbesserte Antriebe einzusetzen. Diese Maßnahme (energieeffiziente Motoren
bzw. Drehzahlregelung) wurden bereits in Kapitel 2.2.3 näher erläutert.
Die Optimierung des installierten Kompressors einer Druckluftanlage im
bestehenden System sowie die optimale Auslegung eines Kompressors bei
Neuinvestitionen
ermöglichen
große
Energieeinsparpotenziale.
Häufig
sind
Kompressoren für den eigentlichen Anwendungsbereich zu groß ausgelegt. Größere
Kompressoren bieten zwar den Vorteil eines höheren Wirkungsgrades, allerdings
entsteht bei einer zu geringen Auslastung eine große Anzahl an Leerlaufstunden, in
denen unnötig Energie verbraucht wird. Durch die Optimierung lässt sich ein
technisches Einsparpotenzial von etwa 2 % erreichen. Die Kosten, die bei der
Anschaffung einer neuen Kompressorstation entstehen, sind von der Art der Maßnahme
und den Aufwendungen abhängig. Die Amortisationszeiten bei der Optimierung von
Kompressoren können zwischen 8 Jahren und mehreren Jahrzehnten liegen /BAY 05/.
Somit stellt die Optimierung von Kompressoren an Druckluftanlagen keine Maßnahme
mit kurzfristigem CO2-Verminderungspotenzial dar. In der folgenden Erhebung der
Verminderungskosten wird daher diese Maßnahme nicht berücksichtigt.
Moderne effiziente Druckluftanlagen arbeiten in der Regel mit einem Verband von
mehreren Kompressoren (sog. Splitting). Für energetisch rationelle Druckluftbereit-
142
Der Industriesektor
stellung ist es notwendig, diesen Verband zu steuern bzw. zu regeln. Die Steuerung der
Anlage wird unterschieden, wie in Abbildung B-14 aufgeführt, nach der übergeordneten Steuerung und der internen Steuerung. Durch den Einsatz effizienter und
übergeordneter Steuerungen ist es möglich, die Emissionen um 2,4 % zu reduzieren.
Steuerung/
Regelung
übergeordnet
Druckband
seriell
intern
Kaskade
lastabhängig
FU
kontinuierlich
Drehzahl
Gepulster
Gleichstrom
diskontinuierlich
Ventile
Dralldrosselung
Volllast,
Leerlauf
Aussetzen
Durchlauf
Volllast
Stillstand
Saugdrosselung
Abbildung B-14: Überblick Steuerungen Druckluftanlagen /ENS 06/
Eine weitere Maßnahme zur Energieeinsparung und der dadurch resultierenden CO2Verminderung ist die Wärmerückgewinnung. Hierbei wird die durch den
Kompressionsprozess entstehende Wärme nutzbar gemacht. Diese Abwärme kann
beispielsweise im Bereich der Raumheizung, Warmluftgebläse oder der
Brauchwassererwärmung genutzt werden. Die Höhe der Investitionen ist – laut /KAE/ –
für die Wärmerückgewinnung aus Druckluftanlagen bei allen Anwendungsfällen von
den örtlichen Gegebenheiten abhängig. Daher wird diese Maßnahme nicht für die
Verminderungskostenanalyse herangezogen.
Laut /HIN 02/ sind folgende Grundvoraussetzungen für die Realisierbarkeit und Wirtschaftlichkeit einer Wärmerückgewinnung unabdingbar:
•
•
•
•
Ausreichend hohes Temperaturniveau
Gleichzeitiger Wärmeanfall- und verbrauch
Möglichst viele Volllast-Nutzungsstunden jährlich
Verdichternennleistung von mindestens 30 kW
Laut /KRE 99/ sorgt der Druckverlust einer Druckluftanlage von einem bar bei einem
Netzdruck von 10 bar für einen Mehrverbrauch an Energie von ca. 7 – 10 %, um den
benötigten Betriebsdruck zu gewährleisten. Druckverluste fallen bei allen Komponenten
eines Druckluftsystems an, wie der Hauptleitung, Verteilungsleitung, Anschlussleitung,
Trockner, Wartungseinheit und Schlauch. Allein durch die Verminderung der Druckverluste im Verteilsystem und durch die Optimierung der Druckluftgeräte ist ein
technisches Einsparpotenzial von 3,5 % vorhanden. Da sowohl das Verteilsystem, als
auch die angeschlossenen Druckluftgeräte – je nach Anwendung und Industriesektor –
unterschiedlich sind, lassen sich für die Berechnung der Verminderungskosten keine
143
sinnvollen Referenzsysteme zu Grunde legen. Eine Erhebung dieser Kosten findet daher
nicht statt.
Die CO2-Verminderungskosten wurden nach der in Kapitel „Methodik“ dargestellten
Vorgehensweise erhoben. Die Referenztechnologie mit den zugehörigen Referenzkosten
wird dabei den jeweiligen Investitions- und variablen Kosten der Einzelmaßnahmen
gegenüber gestellt. Die auf dieser Berechnungsgrundlage resultierenden Verminderungskosten werden in Tabelle B-24, wie auch in Abbildung B-15 dargestellt. Dabei
wurden jene Einzelmaßnahmen betrachtet, deren Amortisationszeit unter 3 Jahren
liegt. Ein möglicher weiterer Verlauf der Verminderungskosten wird als gestrichelte
blaue Linie dargestellt. Diese soll lediglich einen positiven Verlauf der
Verminderungskosten für die weiteren technischen Potenziale der Einzelmaßnahmen
andeuten. Die Verminderungskosten der elektrischen Antriebe beziehen sich auf die im
Kapitel 2.2 erhobenen Kosten.
Einzelmaßnahme
Verminderungkosten
Leckageverluste
-113
€/t
Verbesserte Antriebe
(drehzahlvariable Motoren)
-84
€/t
Verbesserte Antriebe
(hocheffiziente Motoren)
-62
€/t
Filterwechsel
-47
€/t
40
20
0
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
1,4
-20
-40
Verminderungskosten bei der Druckluft
Nutzenfunktion
-60
-80
-100
-120
-140
Abbildung B-15: Verminderungskosten in €/t
1,6
1,8
2,0
144
Der Industriesektor
In Abbildung B-16 werden die absoluten Verminderungskosten dargestellt, die sich bei
der Realisierung der Maßnahmen ergeben. Da die erhobenen Verminderungskosten der
einzelnen Verminderungsmaßnahmen negativ sind, ergibt sich eine negative Kostenkurve. Die erwarteten positiven Verminderungskosten der nicht betrachteten Einzelmaßnahmen sind als gestrichelte Linie dargestellt.
20
0
-20
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
1,4
1,6
1,8
2,0
2,2
2,4
2,6
2,8
3,0
-40
-60
-80
-100
-120
-140
-160
-180
Verminderungskosten bei der Druckluft
-200
Abbildung B-16: Verminderungskosten absolut in Mio. €/a
Das wirtschaftliche CO2-Verminderungspotenzial im Industriesektor setzt sich aus den
Maßnahmen mit negativen Verminderungskosten zusammen. Zusätzlich können hierzu
noch jene Potenziale gezählt werden, deren Verminderungskosten unterhalb der definierten Grenzwerte der Nutzenfunktion liegen. Dies bedeutet für die Querschnittstechnologie Druckluft, dass das wirtschaftliche Potenzial rund 1,65 Mio. t CO2 erreichen
könnte.
Auf Grund der Kampagne „Druckluft Effizient“ wurden im Industriesektor die Betriebe
bezüglich der Energieeinsparung sowie der CO2-Verminderung sensibilisiert. Die realisierten Projekte zeigen auch die Möglichkeiten zur Erschließung der Potenziale auf.
Daher ist zu erwarten, dass die Potenziale, deren Verminderungskosten bei der Erhebung negative Kosten ergeben und zugleich kurze Amortisationszeiten haben (< 3 Jahre)
im Industriesektor erschlossen werden. Das bedeutet, dass das praktische CO2-Verminderungspotenzial, welches kurzfristig umgesetzt wird, etwa bei 1,65 Mio. t CO2 liegen
könnte.
145
3
Wechselwirkungen und Maßnahmenpakete
Bei Wechselwirkungen wird die gegenseitige Beeinflussung der Maßnahmen betrachtet.
Da die untersuchten Querschnittstechnologien voneinander unabhängige Systeme sind,
treten zwischen den Technologien keine Wechselwirkungen auf. Dies bedeutet, dass die
Realisierung der Maßnahmen bei einer Technologie auf die Umsetzung der Maßnahmen
oder die erhobenen Potenziale einer weiteren Querschnittstechnologie keinen Einfluss
nimmt.
Innerhalb einer untersuchten Querschnittstechnologie können jedoch Wechselwirkungen
bei den untersuchten Technologien auftreten. So schließt beispielsweise die Maßnahme
Substitution die Maßnahme Verbesserung aus. Diese Wechselwirkungen wurden in der
vorangehenden Potenzialermittlung bereits betrachtet. Dadurch werden im Gesamtpotenzial einer Technologie die Potenziale nicht doppelt ausgewiesen.
147
4
Das CO2-Verminderungspotenzial im Industriesektor wird an Hand der Querschnittstechnologien – Dampf- und Heißwassererzeugung, elektrische Antriebe, Pumpen,
Druckluft, Kälteerzeugung, Beleuchtung – erhoben. Der jährliche Energiebedarf der
Querschnittstechnologien liegt dabei bei etwa 1.180 PJ; der CO2-Ausstoß beträgt dabei
ca. 160 t CO2/a. Der gesamte Energiebedarf und die CO2-Emissionen der Querschnittstechnologien werden in Tabelle B-25 dargelegt.
Tabelle B-25: Energiebedarf und Emissionen /eigene Berechnung/
Pumpen
Druckluft
Kälteerzeugung
Beleuchtung
Dampf- Heißwassererzeuger
Summe
Energiebedarf
(TWh/a)
42,9
14,0
24,0
10,1
105,6
70,2
266,7
Energiebedarf
(PJ/a)
154,4
50,4
86,3
36,3
380,0
252,6
960,0
CO2-Emissionen
(Mio. tCO2/a)
25,1
8,2
14,0
5,9
27,0
41,0
121,2
Tabelle B-26 zeigt die erhobenen Einsparpotenziale und die daraus resultierenden CO2Verminderung. Dabei ist das aufgeführte Einsparpotenzial in den jeweiligen Querschnittstechnologien das technische Einsparpotenzial. Für den Industriesektor ergibt
sich dadurch ein Einsparpotenzial von gut 24 % bzw. ca. 29 Mio. t CO2/a der CO2Emissionen. Die elektrischen Antriebe der Querschnittstechnologien Pumpen,
Kompressoren und Kältemaschinen werden beim Energieverbrauch den jeweiligen
Querschnittstechnologien zugewiesen. Da die Verminderungspotenziale aller Antriebe
dieselben, wie bei der Gruppe elektrischer Antriebe sind, werden diese Potenziale bei
den elektrischen Antrieben berücksichtigt. Dies führt dazu, dass sich bei Druckluft und
elektrischen Antrieben das Verminderungspotenzial vom Produkt aus Emissionen und
prozentualem Potenzial unterscheidet. Dies wird durch die kursive Schreibweise
gekennzeichnet.
Tabelle B-26: Emissionen und Einsparpotenzial /UBA 03/, /eigene Berechnung/
Pumpen
Druckluft
Kälteerzeugung
Beleuchtung
Dampf- Heißwassererzeuger
Summe
CO2-Emissionen
(Mio. tCO2/a)
25,1
8,2
14,0
5,9
27,0
41,0
121,2
Einsparpotenzial
(%)
30
33
18
33
11
16
24
(Mio. tCO2/a)
7,2
2,6
2,4
1,9
3,1
11,9
29,0
In Abbildung B-17 werden die spezifischen Verminderungskosten des Industriesektors
dargestellt. Es wurden Maßnahmen mit einem CO2-Verminderungspotenzial von
148
Der Industriesektor
22,6 Mio. t CO2/a untersucht, davon sind 21,9 Mio. t CO2/a durch negative Verminderungskosten wirtschaftlich umsetzbar.
100
0
-100
16
15
0
3
-200
2
4
6
45
7
1
2
3
4
5
2
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
-300
-400
-500
-600
-700
-800
-900
6
8
10
12
13
14
16
18
20
22
24
11 12
9 10
8
14
1
-1.000
Abbildung B-17: Verminderungskosten in €/t
Die Verminderungskosten im Sektor Industrie zeigt Abbildung B-18. Allein die Umsetzung der Maßnahmen mit Verminderungskosten unter -100 EUR würde den jeweiligen
Unternehmen Einsparungen im Bereich von insgesamt 1,8 Mrd. EUR/a einbringen.
Kumulierte Vermeidungskosten in der Industrie
500
0
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
-500
-1000
-1500
-2000
-2500
-3000
Abbildung B-18: Verminderungskosten absolut in Mio. €/a
4.1
Transaktionskosten
Die Transaktionskosten sind von vielen Faktoren, wie z.B. Komplexität der Maßnahmen, Erfahrungen der Mitarbeiter oder örtliche Gegebenheiten abhängig. Je größer die
Investitions- und Energiekosten, desto geringer ist der Einfluss der Transaktionskosten
149
auf die Wirtschaftlichkeit der Maßnahme. Bei geringen Investitions- und Energiekosten
können die Transaktionskosten die Maßnahme unwirtschaftlich machen. Um die Auswirkungen der Transaktionskosten darzustellen, wurden für jede Maßnahme beispielhaft Kosten für die Suche nach ineffizientem Anlagenbetrieb, Auslegung der Maßnahme,
Einkauf, Bauaufsicht und Qualitätskontrolle angenommen. Mit diesen Kosten wurden
die spezifischen Verminderungskosten in Abbildung B-19 neu berechnet. Die Verminderungskosten ändern sich dabei in einem Bereich von 1 € bis ca. 100 €.
Verminderungskosten im Sektor Industrie mit Transaktionskosten
100
0
-100
16
15
0
2
5
3 4
-200
-300
-400
2
-500
-600
-700
-800
-900
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
4
6
7
6
8
8
9 10
10
12
14
14 13 16
18
20
22
24
11 12
1
-1.000
Abbildung B-19: Einfluss der Transaktionskosten auf die Verminderungskosten
Diese exemplarische Betrachtung gilt nur für die betrachteten Anlagen und dient der
Einschätzung der Sensitivität der Transaktionskosten, für allgemeine Aussagen ist die
Streuung der Einflussparameter zu hoch.
4.2
Umsetzungshemmnisse
Bei allen Maßnahmen mit negativen CO2-Verminderungskosten stellt sich die Frage,
wieso diese Maßnahmen nicht bereits umgesetzt wurden. Bei verschiedenen Untersuchungen zu Energieeinsparungen in der Industrie (/GOB 04/, /JOC 04/) wurde festgestellt, dass es verschiedene Hemmnisse gibt, die die Durchführung von Maßnahmen
verhindern. Im Folgenden werden einige Hemmnisse kurz beschrieben:
•
Entscheidung nach Amortisationszeit: Viele Unternehmen geben für alle Investitionen eine maximale Amortisationszeit von 2 bis 3 Jahren vor. Die Amortisationszeit ist ein reines Maß für das Risiko einer Maßnahme, ermöglicht aber keine
Aussage über die Rentabilität. Investitionen in Energieanlagen haben wegen der
besseren Kalkulierbarkeit des Bedarfs ein geringeres Risiko als z.B.
Produktionsanlagen. Die Berechnung des internen Zinsfußes als Maß für die
Rentabilität wird selten durchgeführt.
150
Der Industriesektor
•
•
•
•
•
•
•
Konzentration auf große Bilanzposten: Die Energiekosten liegen in den meisten
Unternehmen im unteren einstelligen Prozentbereich des Umsatzes und werden
bei der Erstellung von Maßnahmen zur Kostenreduktion im Unternehmen nicht
berücksichtigt.
Fehlendes technisches Grundverständnis: Der Energieverantwortliche kann die
Berechnungen nicht so aufbereiten, dass sie von Entscheidern ohne technisches
Grundverständnis verstanden werden, was zu einer Ablehnung führt.
Sparzwang: Investitionen, die nicht unbedingt notwendig sind, werden
abgelehnt.
Fehlendes Personal: Zur Reduktion von Lohnkosten ist die Personalstärke der
Energieverantwortlichen soweit gesenkt, dass der Anlagenbetrieb noch aufrecht
erhalten werden kann. Energieeinsparpotenziale sind bekannt, jedoch fehlt die
Zeit zur genaueren Betrachtung und Umsetzung.
Investition nur bei Defekt: Häufig wird nur bei einem Anlagenausfall über eine
Reinvestition nachgedacht. Dann muss die neue Anlage schnell verfügbar und
möglichst billig sein. Lebenszykluskosten werden nicht betrachtet.
Mangelnde Aufschlüsselung der Kostenstellen: Viele Unternehmen kennen nur
ihren gesamten Energieverbrauch, der Energieverbrauch in den einzelnen Anlagen wird nicht erfasst. Auch die Personalkosten für Wartung alter Anlagen werden häufig nicht anlagenbezogen ermittelt. Ohne Kenntnis des Energieverbrauchs und der Personalkosten der aktuellen Anlagen können uneffiziente
Anlagen nicht erkannt werden, eine Anlagenoptimierung ist nicht wirtschaftlich
darstellbar.
Mangelnde Umsetzbarkeit: Nach der Identifikation einer Anlage mit geringem
Nutzungsgrad ist es nicht möglich, einen Anbieter für eine Maßnahme zu finden
(z.B. Hochtemperatur-Wärmepumpe) oder die am Planungsprozess involvierten
Personen kennen vorhandene Lösungen nicht.
Häufig verhindern mehrere Hemmnisse die Umsetzung einer Maßnahme.
4.3
Resümee
Um im Bereich der Industrie belastbare Aussagen zu CO2-Verminderungskosten generieren zu können, wurden der Fokus auf Querschnittstechnologien gelegt. Es wurden
Maßnahmen identifiziert, die einfach umzusetzen und nahe an der Wirtschaftlichkeit
sind. So konnten bei 15 der 16 untersuchten Maßnahmen negative CO2-Verminderungskosten festgestellt werden.
Für Querschnittstechnologien, wie Dampf- und Heißwassererzeuger wurden Einsparpotenziale (ca. 11 %), aber keine einzelnen Maßnahmen identifiziert, da in diesen Bereichen Parameter, wie Betriebszeiten, Modulation oder Temperaturniveaus so große
Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit von Maßnahmen haben, dass keine allgemein
gültigen Aussagen möglich sind. Z.B. muss beim Einbau eines Economisers bei Dampfkesseln eine Aussage über Laufzeiten, Modulation der Brenner, Dampftemperatur und
Abgastemperatur gemacht werden. Pauschale Aussagen sind dabei nur in Ausnahmefällen möglich.
Das technische Potenzial wird sich in der Realität nicht vollständig umsetzen lassen, da
eine Vielzahl an Hemmnissen die Umsetzung erschwert oder verhindert. Neben dem
151
häufigsten Hemmnis, einer zu hohen Amortisationszeit, wurden weitere Hemmnisse
identifiziert.
Gegenüber den Hemmnissen sind als Treiber für Maßnahmen die stetig steigenden
Energiepreise zu nennen. Durch die ständige mediale Präsenz der Diskussion über die
Erschöpfung der Ressourcen und der Preissteigerung entsteht in vielen Unternehmen
die Einsicht, dass eine Senkung des Energieverbrauchs für die Existenzsicherung des
Unternehmens notwendig ist. Die Beschäftigung mit dieser Thematik führt zur Umsetzung kostengünstiger Maßnahmen. Energieeffizienz-Tische können die Umsetzung
beschleunigen.
153
C
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Wuppertal, Leipzig, Oberhausen, Essen, 2006
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Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse – Band 3:
Biomassevergasung, Technologien und Kosten der Gasaufbereitung und
Potenziale der Biogaseinspeisung in Deutschland (Fraunhofer Institut
Umsicht), Wuppertal, Leipzig, Oberhausen, Essen, 2006
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Technologien, Kosten und Restriktionen der Biogaseinspeisung ins
Erdgasnetz (Gaswärme-Institut Essen), Wuppertal, Leipzig, Oberhausen,
Essen, 2006
Konzeptstudie
Referenzkraftwerk
Nordrhein-
161
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persönliche Mitteilung Herr Wintermayr, Energiekonzepte GmbH: Kosten
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Wirtschaftsministerium Baden-Württemberg: Energiesparende Beleuchtungsanlagen in Gewerbe, Handel und mittelständischen Unternehmen,
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Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie GmbH: Erhöhung der
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Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie GmbH: Beratung und
Sensortechnik für energieeffiziente Bürobeleuchtungssysteme, Wuppertal,
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Zentralverband Elektrotechnik und Elektronikindustrie e.V. (ZVEI):
Lebensdauerverhalten von Entladungslampen für die Beleuchtung;
Frankfurt am Main, 2005
Teil III - GHD und Haushalte
Auftraggeber:
FfE-Auftragsnummer:
Bearbeiter/in:
EnBW
E.ON Energie
RWE Power
Vattenfall Europe
900.1
M. Beer
R. Corradini
T. Gobmaier
L. Köll
R. Podhajsky
G. Vogler
M. Zotz
Impressum
Endbericht
zum Projekt:
Auftraggeber:
EnBW
E.ON Energie
RWE Power
Vattenfall Europe
Kontakt
Am Blütenanger 71
80995 München
Tel.: +49 (0) 89 158121-0
Fax: +49 (0) 89 158121-10
Geschäftsführer
Projekt-Manager
außerhalb der Grenzen des Urheberrechtsgesetzes ist ohne Zustimmung der Forschungsstelle für
Energiewirtschaft e. V. unzulässig und strafbar. Das gilt insbesondere für Vervielfältigungen,
i
Inhalt
D Der Sektor Gewerbe-Handel-Dienstleistung ..................................................... 1
1
Heizsysteme......................................................................................................................3
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
2
Thermische Hülle............................................................................................................17
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
3
Situation und Maßnahmen .....................................................................................25
Theoretisches und technisches Potenzial ..............................................................33
Referenz.................................................................................................................33
Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten ........................................33
Wechselwirkungen .................................................................................................36
Hemmnisse ............................................................................................................37
Beleuchtung....................................................................................................................39
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5
4.6
5
Referenz.................................................................................................................18
Hemmnisse ............................................................................................................23
Information und Kommunikation ..................................................................................25
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
3.6
4
Situation und Maßnahmen .......................................................................................3
Referenz.................................................................................................................13
Hemmnisse ............................................................................................................15
Referenz.................................................................................................................42
Hemmnisse ............................................................................................................43
Zusammenfassung.........................................................................................................45
E Der Haushaltssektor.......................................................................................... 47
1
Heizsysteme....................................................................................................................49
1.1
1.2
1.3
1.4
Situation und Maßnahme .......................................................................................49
Referenz.................................................................................................................50
ii
Inhalt
1.5
1.6
2
Austausch der Heiz- und Zirkulationspumpen............................................................63
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
3
Situation und Maßnahme.....................................................................................107
Theoretisches und technisches Potenzial ...........................................................107
Referenz ..............................................................................................................111
Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten......................................125
Ableiten eines wirtschaftlichen Potenzials ...........................................................128
Fazit und Abschätzung eines praktischen Potenzials..........................................128
Beleuchtung .................................................................................................................129
6.1
6.2
6.3
6.4
6.5
6.6
7
Situation und Maßnahme.......................................................................................97
Theoretisches und technisches Potenzial .............................................................97
Referenz ................................................................................................................98
Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten........................................99
Information und Kommunikation................................................................................107
5.1
5.2
5.3
5.4
5.5
5.6
6
Referenz ................................................................................................................86
Ableiten von wirtschaftlichen Potenzialen..............................................................94
Fazit und Abschätzung eines praktischen Potenzials............................................95
Verbesserung der Fensterqualität................................................................................97
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5
4.6
5
Referenz ................................................................................................................75
Ableiten eines wirtschaftlichen Potenzials .............................................................82
Verbesserung der Gebäudehülle..................................................................................85
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
3.6
4
Ableiten eines wirtschaftlichen Potenzials .............................................................61
Referenz ..............................................................................................................136
Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten......................................143
Haushaltsgeräte ...........................................................................................................151
7.1
7.2
7.3
Referenz ..............................................................................................................153
Inhalt
7.4
7.5
7.6
8
Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten ......................................155
Ableiten eines wirtschaftlichen Potenzials............................................................163
Fazit und Abschätzung eines praktischen Potenzials ..........................................163
Situation bei Kleingeräten ...........................................................................................165
8.1
8.2
9
iii
Potenzialanalyse ..................................................................................................165
Fazit......................................................................................................................167
Nutzung effizienterer Dunstabzugshauben ...............................................................169
9.1
9.2
9.3
9.4
9.5
9.6
Situation und Maßnahme .....................................................................................169
Theoretisches und technisches Potenzial ............................................................169
Referenz...............................................................................................................171
Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten ......................................172
Ableiten eines wirtschaftlichen Potenzials............................................................174
10 Optimierung der Aufzugsanlagen...............................................................................175
10.1
10.2
10.3
10.4
Situation und Maßnahme .....................................................................................175
Theoretisches und technisches Potenzial ............................................................177
Bestand ................................................................................................................180
F Literaturverzeichnis ........................................................................................ 185
1
Teil III – GHD und Haushalte
Der dritte Teil der Studie „CO2-Verminderung in Deutschland“ beinhaltet die detaillierte
Herleitung der Potenziale für die Sektoren „Gewerbe-Handel-Dienstleistung“ und
„Haushalte“.
Die Entwicklung der Methodik sowie die Definition und Abgrenzung der verwendeten
Rahmenbedingungen ist in Teil I der Studie nachzulesen. Ergebnisse zum „Umwandlungssektor“ und der „Industrie“ finden sich in Teil II der vorliegenden Studie.
D
Der Sektor Gewerbe-Handel-Dienstleistung
Um eine möglichst genaue Abschätzung der Verminderungskosten durchführen und die
damit verbundenen CO2-Reduktionspotenziale im Sektor GHD ermitteln zu können, ist
eine detaillierte Betrachtung der Technikstruktur notwendig. Im Besonderen gilt dies
für die Bestimmung der zugrunde liegenden Referenz (vgl. Teil I der Studie).
Nomenklatur
Der Bereich der Raumwärmebereitstellung bietet durch Einflussnahme auf Heizsysteme
(Kapitel 1) und thermische Hüllen (Kapitel 1) vielfach die Möglichkeit CO2 einzusparen.
Um auch die Wechselwirkungen zwischen den Maßnahmen übersichtlich darstellen zu
können, wurde jeder Maßnahme bzw. jedem Maßnahmenpaket ein Kürzel zugeordnet.
Bei den Maßnahmen an den Heizsystemen wurden die Nutzung von Gasbrennwerttechnik mit „Gas-BW“ und die Nutzung von Biomasse mit „Bio“ abgekürzt. Die
Maßnahmenpakete an den thermischen Hüllen wurden mit „D“ gekennzeichnet und mit
1 beginnend fortlaufend nummeriert. Die Benennung einer Kombination von
Maßnahmen ergibt sich aus Reihung der Maßnahme an der thermischen Hülle und der
am Heizsystem. Beispielsweise steht „D1/Bio“ für die energetische Sanierung der
thermischen Hüllen gemäß Paket 1 bei gleichzeitiger Biomassenutzung. Um eine
eindeutige Kennzeichnung bei der graphischen Ergebnisdarstellung zu gewährleisten,
wurden die Referenzen in den Diagrammen zusätzlich mit „D0“ bzw. „oK“ bezeichnet. Im
Text hingegen wird aus Gründen der leichteren Lesbarkeit in den Kapiteln ohne
Maßnahmenkombination nur die betrachtete Maßnahme genannt und auf die explizite
Nennung des an dieser Stelle nicht relevanten Anteils (in Tabelle D-1 grau dargestellt)
verzichtet.
2
Tabelle D-1:
Übersicht aller Maßnahmenkombinationen und ihrer Benennungen
Kessel
Referenz
(oK)
Gasbrennwert
Biomasse
Referenz
(D0)
---
D0/Gas-BW
D0/Bio
D1
D1/oK
D1/Gas-BW
D1/Bio
D2
D2/oK
D2/Gas-BW
D2/Bio
D3
D3/oK
D3/Gas-BW
D3/Bio
Dämmung
3
1
Heizsysteme
1.1 Situation und Maßnahmen
Abgrenzung zu den Haushalten
Sowohl im Sektor Haushalte als auch in GHD wird der überwiegende Anteil der Endenergie für die Bereitstellung von Raumwärme genutzt. Aufgrund ihrer Ähnlichkeit
wurde bisher davon ausgegangen, dass die beiden Sektoren mit denselben oder zumindest über weite Teile sehr ähnlichen Ansätzen bearbeitet werden können. Wie sich
jedoch im Laufe der Untersuchungen zeigte, ist dies wegen der Unterschiedlichkeit der
jeweils verfügbaren sektoralen Datengrundlagen nicht möglich. Für die Berechnung der
sektoralen Heizsystemstruktur konnte bei den Haushalten auf statistische Daten zur
Entwicklung des Gebäudebestandes über mehrere Jahrzehnte zurückgegriffen werden.
Aufbauend auf den Bestands-, Zu- und Rückbauzahlen im Wohngebäudebestand konnte
unter Hinzunahme von Ausfallwahrscheinlichkeiten eine Beheizungsstruktur für
private Haushalte ermittelt werden.
Eine Übertragung dieser Methodik auf GHD scheitert bereits an der dafür erforderlichen Datenbasis. Bezüglich der Entwicklung des Gebäudebestandes finden sich nahezu
keine statistischen Daten, so dass hier nur auf das in /FfE 07/ vorgestellte GHD-Gebäudemodell, das in Relation zu Kessellebensdauern eher eine Momentaufnahme darstellt,
zurückgegriffen werden kann. Um eine Altersstruktur im Bestand ermitteln zu können,
bedarf es daher anderer Wege bzw. einer eigenen, auf Basis anderer Daten zu
entwickelnden Methodik. Die Entwicklung dieser gestaltete sich relativ komplex und
zeitaufwendig und soll im Folgenden in Grundzügen erläutert werden.
1.1.1 Technikstruktur
Heizsysteme unterscheiden sich neben dem verwendeten Endenergieträger auch
hinsichtlich ihrer Bauform, des Alters und der installierten Leistung. Entsprechend
ihrer Merkmale weisen die Systeme unterschiedliche Wirkungs- bzw. Nutzungsgrade
auf.
An dieser Stelle soll zum besseren Verständnis zunächst ein Überblick über die methodische Vorgehensweise bei der Bestimmung des GHD-Heizsystem-Bestandes gegeben
werden. Eine detailliertere Beschreibung der einzelnen Teilschritte erfolgt im Anschluss.
Die Berichte der Kaminkehrer über alle erfolgten Messungen an Kesseln gemäß der
1. BImSchV werden jährlich zusammengefasst und statistisch aufbereitet. Auf Basis
dieser Statistiken sowie weiterer Quellen, die entsprechende Zahlen zu Öl- und Gasbrennwertgeräten beinhalten, kann ein Kesselbestand für öl- und gasbefeuerte Anlagen
in Deutschland ermittelt werden, der, durch Hinzunahme von typischen Verteilungsfunktionen zu technisch bedingtem Kesselausfall nach Weibull, auch eine entsprechende
Altersstruktur beinhaltet.
Aus dem GHD-Typgebäudemodell lassen sich neben Bestandszahlen zu Heizsystemen
auch Informationen zu deren Auslegung gewinnen. Unter Hinzunahme der Erkenntnisse über die gesamtdeutschen Bestandszahlen kann so die Struktur der öl- und
gasbefeuerten Anlagen in GHD ermittelt werden. Aus dieser lassen sich – durch Einbezug typischer Nutzungsgrade und Heizlasten im Bestand – gewichtete Nutzungsgrade
4
ableiten, die letztlich eine Berechnung der Deckungsbeiträge der Energieträger an der
Raumwärmebereitstellung auf Nutzenergieebene ermöglichen.
Hierauf basierend kann letztlich ein – alle Energieträger und Heizsysteme beinhaltendes – mathematisches Modell des GHD-Kesselbestandes erstellt werden, das hinsichtlich der Kriterien Baujahr, Kesselbauart und Leistungsklasse differenziert.
In Abbildung D-1 ist das methodische Vorgehen nochmals schematisch dargestellt.
Deutschland
Kessel-Statistiken
Verteilungsfunktion
Sektor GHD
Nutzungsgrade
Anwendungsbilanzen
Modellgebäudebestand
Typgebäudebestand GHD
Statistiken der
Kaminkehrer
¾Anzahl Heizsysteme
¾Heizlasten
¾Baualtersklassen
¾Leistungsklassen
¾Kesselbauarten
Bestand
(Öl & Gas in D.)
Bestand
(in Leistungsklassen)
Weibull-Verteilung
Sterbekurven
Kesselbestand GHD
Öl & Gas Vollversorgung
(fiktiv)
Altersstruktur (Öl & Gas in D.)
Nutzungsgrade
gewichtete
Nutzungsgrade
Anwendungsbilanzen
AGEB
Wärmebereitstellung
(Nutzenergieebene)
¾Anteil der Systeme
GHD
Heizsystem-Bestand
Abbildung D-1:
Vorgehen zur Bestimmung des Heizsystembestandes in GHD
Im Folgenden werden die einzelnen Arbeitsschritte näher erläutert, wobei der Übersichtlichkeit halber das Vorgehen zur Bestimmung der Heizlasten und der gewichteten
Nutzungsgrade schon vorab dargestellt werden.
Heizlastberechnung
Der GHD Modellgebäudebestand umfasst 28 Typgebäude mit jeweils bis zu vier Baualtersklassen (vgl. Zwischenbericht „Energiezukunft 2050“). Die Gebäude unterscheiden
sich in Kubatur und Bauphysik.
Zur Auslegung eines Heizsystems muss die maximale auftretende Heizlast eines
Gebäudes bestimmt werden. Zur normgerechten Berechnung werden die Verluste eines
Gebäudes über die thermische Hülle sowie die Lüftungswärmeverluste herangezogen.
Solare und innere Gewinne bleiben hingegen unberücksichtigt, da deren Beiträge nicht
zu jedem Zeitpunkt sicher verfügbar sind. Für das deutsche Referenzklima (Würzburg,
Klimazone 11) ist eine Außentemperatur von -12 °C gegeben. Aus den Bestandszahlen
des Gebäudemodells folgt unmittelbar auch die Anzahl der jeweils zu deckenden
Heizlasten. Das Berechnungsergebnis – unter Berücksichtigung der typgebäudespezifischen Luftwechselraten – ist in Tabelle D-2 entsprechend der Leistungsklassifizierung der Kaminkehrer zusammengefasst.
Heizsysteme
Tabelle D-2:
5
Verteilung der Heizlasten auf die Leistungsklassen
Leistungsklasse
4-11 kW
11-25 kW
25-50 kW
50-100 kW
> 100 kW
Anzahl
98958
602554
488712
473553
184692
Die Heizlast des gesamten GHD-Kesselmodells ergibt sich durch Addition aller Gebäudeheizlasten und beläuft sich auf rund 115 GW.
Berechnung der gewichteten Nutzungsgrade
Zur Berechnung von Heizsystemzahlen auf Basis der Kehrberichte und des sektoralen
Energieträgermixes ist es erforderlich, die Deckungsbeiträge der jeweiligen Energieträger an der sektoralen Raumwärmebereitstellung (Nutzenergie) zu kennen. Hierzu
bedarf es gewichteter Nutzungsgrade für die Erzeugung der Raumwärme aus den
jeweiligen Energieträgern. Für die Wärmebereitstellung aus elektrischem Strom und
Fernwärme werden die allgemein üblichen 99 % bzw. 98 % angesetzt. Die Raumwärmeerzeugung aus Kohle wird in Ermangelung einer bekannten Erzeugerstruktur zu 65 %
angenommen, da es sich hier überwiegend um ältere Kessel handeln dürfte.
Den öl- und gasbefeuerten Systemen können – jeweils in Abhängigkeit von Leistungsund Baualtersklasse – aus FfE-eigenen Datenbeständen Nutzungsgrade zugewiesen
werden. Um die gewichteten Nutzungsgrade für die Raumwärmeerzeugung aus Öl und
Gas zu ermitteln, reicht es nicht aus, nur die Bestandszahlen der Kessel zu berücksichtigen, da bei dieser Betrachtungsweise nur die Existenz des Kessels an sich bewertet
wird, nicht jedoch der durch ihn bedingte Energieumsatz, der jedoch die relevante Größe
darstellt. Um diesen berücksichtigen zu können, ist es notwendig, die installierte
Kesselleistung sowie die zugehörige jährliche Laufzeit der Anlage zu kennen. Diese
Größen können bei Einzelanlagen zwar für gewöhnlich bestimmt werden, jedoch ist dies
auf sektoraler Ebene nicht möglich.
Der Energieumsatz ergibt sich als Produkt aus Leistung und Laufzeit einer Anlage. Bei
Überdimensionierung einer Anlage muss sich folglich die jährliche Laufzeit einer Anlage
reduzieren, um die gleiche Menge an Raumwärme zur Verfügung zu stellen. Die damit
einhergehenden Nutzungsgradeinbußen können zwar bei Analyse einer Anlage im
Einzelfall, nicht jedoch sektoral quantifiziert werden. Sie müssen daher unberücksichtigt bleiben.
Somit kann für die Gewichtung der Nutzungsgrade rechnerisch auch von optimal
dimensionierten Kesseln ausgegangen werden. Unter der Annahme, dass alle Systeme
hierbei in erster Näherung gleiche jährliche Laufzeiten aufweisen, ist es möglich, die
Gewichtung der Nutzungsgrade auf Basis der zu deckenden Gebäudeheizlasten bzw. der
aus dem Gebäudebestand resultierenden Systemauslegungen und -anzahlen durchzuführen. Hierbei kann auf Basis des Gebäudebestandes für jede Leistungsklasse eine
durchschnittliche Heizleistung berechnet werden. Gewichtet man die Anzahl der
jeweiligen Systeme einer Leistungsklasse mit dieser, geht somit der Energieumsatz –
wenn auch indirekt – in die Berechnung des gewichteten Nutzungsgrades eines Brennstoffs mit ein.
6
Heizkesselbestand in GHD
Die kehrpflichtigen öl- und gasbefeuerten Heizanlagen (1. BImSchV) werden im Rahmen
der Inbetriebnahme bzw. der wiederkehrenden Messung durch die Kaminkehrer
statistisch erfasst. Erfasst werden alle Anlagen über 4 kW, wobei bis 11 kW derzeit nur
eine einmalige Messung bei Inbetriebnahme erforderlich ist. Die Kessel werden hinsichtlich des verwendeten Brennstoffs und der Brennerbauart wie folgt unterschieden:
Gasbefeuerte Anlagen
• Brenner ohne Gebläse
• Brenner mit Gebläse
• raumluftunabhängige Feuerstätten
Ölbefeuerte Anlagen
• Zerstäubungsbrenner
• Verdampfungsbrenner
Die Statistik der Kaminkehrer unterscheidet die Kessel weiterhin in fünf Baualtersklassen mit folgender Einteilung:
•
•
•
•
•
Baualtersklasse 1: bis 31.12.1978
Baualtersklasse 2: 01.01.1979 bis 31.12.1982
Baualtersklasse 3: 01.01.1983 bis 30.09.1988/02.10.1990
Baualtersklasse 4: 01.10.1988/03.10.1990 bis 31.12.1997
Baualtersklasse 5: ab 01.01.1998
Durch Reihung der jährlichen Kehrberichte ist es möglich, für die jüngste Baualtersklasse (ab 1998) den Zubau einzelner Jahre abzuleiten. Für die davor liegenden Baualtersklassen ist das in dieser Form nicht möglich. Um anhand der Summen in den
Baualtersklassen auf die jährlich installierten Kessel schließen zu können, ist es
notwendig, die Ausfallwahrscheinlichkeiten der Systeme zu kennen. Die Erfahrung
zeigt, dass sich der altersbedingte Ausfall technischer Systeme durch geeignete WeibullVerteilungen beschreiben lässt. Unter der Annahme, dass sich die Installationszahlen
eines Kesseltyps innerhalb einer Baualtersklasse konstant verhalten, lassen sich so die
installierten Anlagen für die davor liegenden Baualtersklassen berechnen. Eine
Kalibrierung des mathematischen Modells erfolgt durch Abgleich der kesselspezifischen
Weibull-Parameter mit den jeweiligen Zahlen aus den Statistiken der Kehrberichte.
Die Abgrenzung zwischen den Baualtersklassen 3 und 4 besteht aufgrund der deutschen
Wiedervereinigung und den hierbei getroffenen Vereinbarungen aus zwei Zeitpunkten.
Da nicht genau bestimmt werden kann, welche der Kessel zwischen dem 01.10.1988 und
dem 02.10.1990 in den alten oder neuen Bundesländern installiert wurden, ist die
Grenze zwischen den beiden Baualtersklassen – unter Berücksichtigung der jeweiligen
Bevölkerungszahlen – in erster Näherung auf den 31.12.1988 gemittelt worden, um eine
Berechnung zu ermöglichen.
Zuletzt werden die Kessel auch hinsichtlich ihrer Leistung unterschieden und in
Leistungsklassen eingeteilt. Wie oben bereits angesprochen unterliegen Kessel mit
weniger als 4 kW nicht der Kehrpflicht und solche zwischen 4 und 11 kW nur einer
einmaligen Kehrung bei Inbetriebnahme. Dies ist bei der Interpretation der
Kehrberichte zur Berechnung der Installationszahlen zu berücksichtigen. In
Heizsysteme
7
Tabelle D-3 ist exemplarisch ein (der Anschaulichkeit halber zusammengefasster)
Auszug aus der Statistik 2003 wiedergegeben, der dies veranschaulichen soll. Deutlich
zu sehen ist, dass im 4-11 kW Bereich nur Kessel mit Errichtungsjahr 2003 gekehrt
wurden, nicht jedoch solche, die 2002 und davor errichtet worden sind. Gleichwohl
finden sich diese natürlich im Kesselbestand.
Tabelle D-3:
Baujahr
Leistung
4 kW - 11 kW
11 kW - 25 kW
25 kW - 50 kW
50 kW - 100 kW
> 100 kW
Summe
Altersstruktur der Feuerungsanlagen in Deutschland gemäß /ZIV 03/ –
Gasfeuerungsanlagen mit Brennern ohne Gebläse
bis 31.12.78
0
224.400
97.600
20.210
8.290
350.500
1.1.79 bis
31.12.82
0
270.540
147.760
31.760
11.422
461.482
1.1.83 bis
1.10.88/3.10.90
30.9.88/2.10.90 bis 31.12.97
0
0
877.900
2.815.800
172.740
535.900
44.800
125.320
18.190
42.160
1.113.630
3.519.180
1.1.98 bis
31.12.02
0
902.560
161.272
43.195
16.051
1.123.078
1.1.03 bis
31.12.03
10.550
105.175
16.017
4.193
1.856
137.791
Summe
10.550
5.196.375
1.131.289
269.478
97.969
6.705.661
Unter Berücksichtigung der o.g. Annahmen sowie weiterer Bereinigungen von offensichtlichen Inkonsistenzen bei der Erhebung lässt sich ein mathematisches Modell des
Kesselbestandes berechnen. Dieses beschreibt die Kesselstruktur des Ist-Zustandes,
differenziert nach den Gesichtspunkten Errichtungsjahr, Kesselbauart/Brennstoff und
Kesselleistung.
Zu Brennwertgeräten finden sich in den Statistiken der Kaminkehrer über die Messungen an Öl- und Gasfeuerungsanlagen nach der 1. BImSchV jedoch keine Zahlen. Somit
muss an dieser Stelle auf Verkaufszahlen aus anderen Quellen /BGW 05/, /BEC 02/
zurückgegriffen werden. Hier finden sich jedoch lediglich absolute jährliche Verkaufszahlen für Gas- und Öl-Brennwertgeräte. Unterstellt man, dass die jährlich verkauften
Brennwertgeräte bezüglich ihrer Leistungsklassen gleiche relative Marktanteile
aufweisen wie konventionelle Heizgeräte des gleichen Brennstoffs zur selben Zeit, so
lassen sich auch Öl- und Gasbrennwertgeräte dem Modellkesselbestand unter Zuhilfenahme entsprechender Weibull-Funktionen hinzufügen.
Somit ergibt sich für Öl- und Gasfeuerungen in Deutschland ein Kesselmodell mit
insgesamt sieben Kesseltypen und fünf Leistungsklassen. Tabelle D-4 zeigt den
Kesselbestand an Öl- und Gasfeuerungsanlagen in Deutschland für das Jahr 2003.
8
Tabelle D-4:
Bestand der öl- und gasbefeuerten Anlagen in Deutschland (2003)
/ZIV 03/, /eigene Berechnungen/
bis 1978
ohne Gebläse
4-11 kW
11-25 kW
25-50 kW
50-100 kW
>100 kW
mit Gebläse
4-11 kW
11-25 kW
25-50 kW
50-100 kW
>100 kW
raumluftunabhängig
4-11 kW
11-25 kW
25-50 kW
50-100 kW
>100 kW
Brennwert
4-11 kW
11-25 kW
25-50 kW
50-100 kW
>100 kW
mit Verdampfungsbrenner
4-11 kW
11-25 kW
25-50 kW
50-100 kW
>100 kW
mit Zerstäubungsbrenner
4-11 kW
11-25 kW
25-50 kW
50-100 kW
>100 kW
Brennwert
4-11 kW
11-25 kW
25-50 kW
50-100 kW
>100 kW
1979-1982
1983-1988
1989-1997
1998-2003
12619
224400
97600
20210
8290
18129
270540
147760
31760
11422
83786
877900
172740
44800
18190
287429
2815800
535900
125320
42160
107708
841529
147169
38939
14598
462
5136
28260
16120
25530
265
10528
35530
11566
18110
1562
36380
49730
21120
32820
10176
116270
85250
45460
98670
5176
46848
25045
17906
34104
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
8191
96450
2348
522
420
72100
633400
17418
3030
891
49953
367194
17877
2085
1178
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
40954
395012
70793
19253
15652
128036
1088212
167111
50101
46338
1691
2138
309
64
0
1043
727
121
21
0
4882
2599
230
31
0
11696
7618
691
84
0
8316
3182
293
27
7
892
60970
627400
144300
62100
720
67090
338800
43820
22660
1606
402800
561000
69850
40080
5000
1484200
1044400
108600
88540
2366
542490
306832
39779
32002
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
350
22231
12165
1715
1303
Um nun von den gesamtdeutschen Zahlen auf den Sektor GHD schließen zu können,
bedarf es Annahmen zu Anzahl und Leistung der Systeme. Der GHD-Gebäudebestand
ermöglicht hier – unter der Annahme je eines Heizsystems pro Gebäude – eine Bestimmung der Systemanzahl sowie der Aufteilung der Systeme in Leistungsklassen. Hierbei
wird zugrunde gelegt, dass die jeweiligen Heizsysteme optimal dimensioniert sind. Für
Heizsysteme
9
die einzelnen Leistungsklassen wird angenommen, dass sich die Struktur der Systeme
hinsichtlich Alter und Kesselbauart in GHD ebenso verhält wie in gesamt Deutschland.
In der Folge erhält man somit das mathematische Modell eines fiktiven GHD-Kesselbestandes für eine Vollversorgung auf der Basis von Öl und Gas.
Um nun auch die Energieträger Elektrizität, Kohle und Fernwärme in der
Erzeugerstruktur berücksichtigen zu können, ist es notwendig, deren Beitrag an der
sektoralen Raumwärmebereitstellung auf Basis der erzeugten Wärme zu ermitteln. Um
diese berechnen zu können, ist es erforderlich, für jeden Energieträger, wenn möglich
auf Basis der Technikstruktur, einen gewichteten mittleren Nutzungsgrad zu
bestimmen. Für die Energieträger Öl und Gas ist dies auf Basis des ermittelten
Kesselbestandes unter Zuhilfenahme von typischen Nutzungsgraden sowie eigenen
Berechnungen möglich. Diese erlauben die differenzierte Zuweisung von Nutzungsgraden in Abhängigkeit von Baualter, Leistung und Kesselbauart. Für die Energieträger
Elektrizität, Kohle und Fernwärme liegen hingegen keine Technikstrukturen vor,
weshalb hier auf pauschale Nutzungsgrade zurückgegriffen werden muss. Die
Gewichtung der durchschnittlichen, energieträgerspezifischen Nutzungsgrade erfolgt
unter Einbezug der durchschnittlichen Heizlasten in allen Leistungsklassen (vgl.
Tabelle D-5). Diese folgen aus dem Typgebäudebestand.
Tabelle D-5:
Durchschnittliche Heizlasten in den Leistungsklassen
Leistungsklasse mittlere Heizlast
4-11 kW
7,8 kW
11-25 kW
12,6 kW
25-50 kW
34,8 kW
50-100 kW
78,8 kW
> 100 kW
284,1 kW
Unter Verwendung der energieträgerspezifischen Nutzungsgrade ist es nun möglich, aus
den in den Anwendungsbilanzen aufgeführten endenergetischen Verbräuchen die
jeweiligen Anteile der Endenergieträger an der Raumwärmebereitstellung zu ermitteln
(vgl. Abbildung D-2).
10
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
Endenergie
Nutzenergie
Gas
Abbildung D-2:
Öl
FW
Strom
Kohle
Gegenüberstellung des Endenergieaufkommens für Raumwärmebereitstellung und der erzeugten Wärmemenge des Jahres 2003
Unter der Annahme, dass alle Typen des fiktiven Öl- und Gaskesselbestandes in allen
Baualters- und Leistungsklassen zu gleichen relativen Anteilen durch die anderen
Heizsysteme substituiert werden, folgt schließlich ein alle fünf Energieträger und zehn
Heizsysteme umfassendes, mathematisches Modell des GHD-Heizsystembestandes mit
je fünf Baualters- und Leistungsklassen. Der GHD-Modellbestand der Systeme für das
Jahr 2003 ist in Tabelle D-6 zusammengefasst dargestellt.
Heizsysteme
Tabelle D-6:
11
Modellbestand der Heizsysteme in GHD (2003)
bis 1978
ohne Gebläse
4-11 kW
11-25 kW
25-50 kW
50-100 kW
>100 kW
mit Gebläse
4-11 kW
11-25 kW
25-50 kW
50-100 kW
>100 kW
raumluftunabhängig
4-11 kW
11-25 kW
25-50 kW
50-100 kW
>100 kW
Brennwert
4-11 kW
11-25 kW
25-50 kW
50-100 kW
>100 kW
mit Verdampfungsbrenner
4-11 kW
11-25 kW
25-50 kW
50-100 kW
>100 kW
mit Zerstäubungsbrenner
4-11 kW
11-25 kW
25-50 kW
50-100 kW
>100 kW
Brennwert
4-11 kW
11-25 kW
25-50 kW
50-100 kW
>100 kW
Sonstige Heizsysteme
Fernwärme
4-11 kW
11-25 kW
25-50 kW
50-100 kW
>100 kW
Kohle
4-11 kW
11-25 kW
25-50 kW
50-100 kW
>100 kW
Heizstrom
4-11 kW
11-25 kW
25-50 kW
50-100 kW
>100 kW
1979-1982
1983-1988
1989-1997
1998-2003
1148
10326
8459
8900
1982
1650
12449
12807
13986
2731
7624
40396
14972
19728
4350
23692
117368
42076
49990
9132
11628
45989
15140
20351
4146
42
236
2449
7099
6105
24
484
3080
5093
4331
142
1674
4310
9300
7848
839
4846
6693
18134
21373
559
2559
2576
9350
9688
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
745
4438
204
230
100
5943
26401
1368
1209
193
5385
20032
1837
1091
334
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
61
332
137
204
83
3507
17107
5775
7980
3523
13866
59664
17249
26274
13212
154
98
27
28
0
95
33
10
9
0
444
120
20
14
0
964
318
54
34
0
898
174
30
14
2
81
2805
54380
63544
14850
66
3087
29365
19297
5419
146
18535
48625
30759
9584
412
61864
82000
43320
19179
255
29691
31619
20833
9099
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
38
1227
1264
905
374
298
2813
13646
16624
4792
383
3354
9456
8020
2607
1914
13683
14263
12585
4589
7387
47614
28824
25210
11156
6817
33289
14565
16467
7700
17
164
793
966
279
22
195
550
466
152
111
795
829
731
267
429
2768
1675
1465
648
396
1935
847
957
448
46
438
2126
2590
747
60
523
1473
1250
406
298
2132
2222
1961
715
1151
7419
4491
3928
1738
1062
5187
2270
2566
1200
12
Hierbei zeigt sich deutlich, dass im unteren Leistungsbereich gasbefeuerte Anlagen
dominieren. Im mittleren Leistungsbereich von 25-50 kW hingegen wird der überwiegende Anteil der Wärme durch ölbefeuerte Anlagen bereitgestellt. Oberhalb von
50 kW nimmt der Anteil der Gasfeuerungen wieder zu. Jenseits der 100 kW-Marke wird
Gas schließlich mit knapp 50 % wieder zum dominierenden Brennstoff. Die Verwendung
von Gas im oberen Leistungsbereich dürfte einerseits auf die erforderliche Lagerhaltung
großer Mengen Öl und dem damit verbundenen Aufwand und andererseits auf die
Preisgestaltung für mittlere und große Abnehmer seitens der Gasversorger zurückzuführen sein, andererseits aber auch darin begründet liegen, dass große Gebäude
tendenziell eher in Stadtnähe errichtet werden, wo sich eine entsprechende Gas-Infrastruktur findet. Die Bestandsanteile der einzelnen Heizsysteme sind in Abbildung D-3
(nach Energieträgern zusammengefasst) graphisch dargestellt.
100%
80%
60%
40%
20%
0%
4-11 kW
11-25 kW
25-50 kW
50-100 kW
>100 kW
Leistungsklasse
Heizstrom
Abbildung D-3:
Kohle
Fernwärme
Bestandsanteile der
Endenergieträgern
verschiedenen
Heizsysteme
in
2003
nach
1.1.2 Maßnahmen zur CO2-Verminderung
Als Maßnahmen zur CO2-Verminderung wurden parallel zu den Haushalten die
Nutzung von Biomasse und die Gasbrennwertnutzung gewählt. Eine Verwendung von
Wärmepumpen ist unter Berücksichtigung der Größe und der oft innerstädtischen Lage
von GHD-Gebäuden, insbesondere in Hinblick auf die Erschließung der Wärmequelle,
oft problematisch oder nicht realisierbar und wurde daher nicht weiter betrachtet. Bei
der Verwendung von Biomasse wird davon ausgegangen, dass Pellets nur bis zu einer
installierten thermischen Leistung von 50 kW eingesetzt werden. Bei höheren Leistungen und entsprechend höherem Energieverbrauch finden Holzhackschnitzel Verwendung, da sie preislich deutlich attraktiver sind.
Heizsysteme
13
1.2 Theoretisches und technisches Potenzial
Die Potenziale der Maßnahmen finden ihre Obergrenze im GHD-Heizsystembestand.
Theoretisch ist es mit beliebigem finanziellen und technischen Aufwand möglich, die
gesamte Erzeugerstruktur auf eine bestimmte Technik umzurüsten. Ein ggf. notwendiger, flächendeckender Ausbau der Infrastruktur (wie z.B. des Erdgasnetzes) ist theoretisch denkbar und stellt somit lediglich für die wirtschaftlichen Potenziale einen
limitierenden Faktor dar. Unter der Prämisse, dass biogene Energieträger weltweit
gehandelt werden und so in ausreichender Menge zur Verfügung stehen, sind auch hier
zunächst keine Einschränkungen bezüglich der Rohstoffverfügbarkeit zu berücksichtigen.
1.3 Referenz
Die der Berechnung zu Grunde liegende Referenz stellt der GHD-Heizsystembestand des
Modells für das Jahr 2003 dar. Die Modellbildung und die Zahlen für 2003 sind ausführlich in Kapitel 1.1.1 erläutert.
1.4 Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten
Unter Einbezug aller zuvor diskutierten Annahmen ergeben sich somit für die kurzfristig umsetzbaren CO2-Verminderungspotenziale die in Abbildung D-4 dargestellten
Verläufe der Kosten über der jährlich vermeidbaren CO2-Menge.
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0
-2.000
0
10
20
30
40
50
D0/Gas-BW
Abbildung D-4:
D0/Bio
CO2-Verminderungskosten von Gasbrennwert- und Biomassenutzung
Deutlich zu sehen ist, dass mit der Nutzung von Gasbrennwerttechnik (13 Mio. t/a) ein
wesentlich geringeres theoretisches Verminderungspotenzial verbunden ist, als mit der
Nutzung von Biomasse (48 Mio. t/a). Dies liegt an der grundlegenden Annahme, dass
Biomasse als vollkommen CO2-neutral betrachtet wird, wohingegen Erdgas einen
Emissionsfaktor von knapp über 200 g/kWh aufweist. Auch fällt auf, dass bei
Gasbrennwertnutzung gegen Ende des theoretischen Potenzials Kosten von mehr als
12.000 €/t anfallen, hingegen die Kosten bei Biomasse einige Hundert Euro nicht
übersteigen. Dies begründet sich darin, dass der Ersatz bestehender, kürzlich erst in
14
Betrieb genommener Gasbrennwertgeräte durch neue Geräte gleicher Technologie keine
wesentliche Effizienzsteigerung mit sich bringt und so nahezu keine Emissionsverminderung bewirkt. Hierdurch steigen die Kosten je vermiedener Tonne CO2
drastisch an. Durch den Einsatz von Biomasse hingegen tritt, unabhängig von der zuvor
betriebenen Technik, stets eine vollkommene Reduktion der CO2-Emissionen ein,
wodurch die Kosten der Maßnahme jeweils einer großen Verminderung gegenüber
stehen, was folglich zu geringen spezifischen Verminderungskosten führt. Auch der –
relativ zu anderen Brennstoffen – günstige Preis von Biomasse trägt seinen Teil zu
diesem Ergebnis bei.
In Abbildung D-5 ist der Kurvenverlauf – der besseren Erkennbarkeit der
wirtschaftlichen Potenziale wegen – vergrößert auf den Ordinatenabschnitt von -300 €/t
bis +300 €/t dargestellt. Die maximalen Potenziale sind durch senkrechte Asymptoten
gekennzeichnet.
300
200
100
0
0
10
20
30
40
50
-100
-200
-300
D0/Gas-BW
Abbildung D-5:
D0/Bio
CO2-Verminderungskosten von Gasbrennwert- und Biomassenutzung
(vergrößerter Ausschnitt)
So ergibt sich für den Einsatz von Gasbrennwerttechnik ein wirtschaftliches Potenzial
von ca. 7 Mio. t/a. Da Erdgas in Deutschland nicht flächendeckend verfügbar ist, liegt
das praktische Potenzial unterhalb des wirtschaftlichen Potenzials. Eine genaue
Quantifizierung der Differenz zwischen den beiden Potenzialen ist für den Sektor GHD
nicht möglich. Durch den Einsatz von Biomasse könnten sogar ca. 39 Mio. t/a vermieden
werden, jedoch muss hier einschränkend hinzugefügt werden, dass die Verfügbarkeit
von Biomasse hier die limitierende Größe darstellt. Beschränkt man sich auf das in
Deutschland verfügbare Biomassepotenzial und berücksichtigt des Weiteren, dass alle
Sektoren an der Biomassenutzung partizipieren, so reduziert sich das Potenzial der
Biomasse etwa auf das der Gasbrennwertnutzung.
1.5 Wechselwirkungen
Die beiden Maßnahmen wurden – entsprechend dem allgemeinen methodischen
Ansatz – unabhängig voneinander betrachtet. Da beiden Berechnungen dieselbe
Heizsysteme
15
Referenz zugrunde liegt und Wechselwirkungen der Maßnahmen untereinander hierdurch keine Berücksichtigung finden können, ist eine Addition der Potenziale grundsätzlich nicht möglich. Jedoch gestattet das sehr große wirtschaftliche Potenzial der Biomassenutzung in Kombination mit dessen starker Reduzierung aufgrund der Verfügbarkeit an dieser Stelle durchaus dahingehend eine Aussage, als das resultierende Verminderungspotenzial der Biomasse- und das der Gasbrennwertnutzung in erster
Näherung addiert werden können, da im Gebäudebestand auch nach Umsetzung des
wirtschaftlichen Potenzials der Gasbrennwerttechnik noch genügend Objekte zur wirtschaftlichen Nutzung der verfügbaren Biomasse zur Verfügung stehen. Hier zeigt sich
deutlich, dass eine maximale Reduktion der CO2-Emissionen nur durch Diversifizierung
bei der Nutzung emissionsarmer Brennstoffe und Technologien realisiert werden kann.
Bezüglich der Wechselwirkungen der betrachteten Maßnahmen mit denen an den
thermischen Hüllen des Gebäudebestandes sei an dieser Stelle auf Kapitel 2.5
verwiesen, da zunächst das Themengebiet der thermischen Hülle erläutert werden soll.
1.6 Hemmnisse
Trotz Wirtschaftlichkeit werden CO2-Verminderungsmaßnahmen oft nicht umgesetzt.
Die Beweggründe hierfür sind oft sehr ähnlich, können, in Abhängigkeit der zugrunde
liegenden Maßnahme, mitunter jedoch auch individuell unterschiedlich sein. Daher wird
im Folgenden in allgemeine und maßnahmen- bzw. anwendungsspezifische Hemmnisse
unterschieden.
1.6.1 Allgemeine Hemmnisse
Als allgemeine Hemmnisse werden diejenigen bezeichnet, die sich, unabhängig von der
betrachteten Maßnahme, hindernd auf deren Umsetzung auswirken. Hierbei handelt es
sich oft um weiche Faktoren aus dem kognitiven Bereich (Unwissenheit, Informationsmangel, mangelnde Kompetenz, etc.) oder subjektive Gründe, wie z.B. Gewohnheit,
Vorurteile oder Skepsis.
In GHD kommen jedoch noch weitere Gründe aus dem betrieblichen Bereich hinzu. Da
die Energiekosten in GHD oft nur einen geringen Anteil an der Wertschöpfung haben
und Energie (und schon gar nicht die damit verbundenen Emissionen) des Weiteren
meist nicht Gegenstand des Kerngeschäftes ist, werden die Verbräuche nicht selten als
gegeben hingenommen und nicht weiter hinterfragt.
Auch können die Investitionskosten an sich ein Hemmnis darstellen. Gerade in kleinen
oder wirtschaftlich angeschlagenen Unternehmen kann das Aufbringen der
erforderlichen Geldmittel ein grundlegendes Problem sein. Selbst wenn dem
Unternehmen die Wirtschaftlichkeit einer Maßnahme bekannt ist, so kann es dennoch
den Teufelskreis aus Energiekosten und verfügbaren Mitteln unter Umständen nicht
durchbrechen.
Ebenso wirken Amortisationszeiten von mehr als 2 bis 5 Jahren Investitionsentscheidungen oftmals entgegen, da langfristige Perspektiven oftmals mit unternehmerischen
Unsicherheiten verbunden sind. Davon sind insbesondere Unternehmen betroffen, bei
denen kurzfristige Unternehmensziele zu Lasten einer nachhaltigen Unternehmenspolitik verfolgt werden.
16
Nicht zuletzt werden Maßnahmen oft auch dann nicht umgesetzt, wenn eine Beeinträchtigung des Betriebes damit einhergeht, da ein möglicher wirtschaftlicher Schaden a
priori oft nicht quantifiziert werden kann.
1.6.2 Spezifische Hemmnisse
Ein grundlegendes, auch den Kesseltausch betreffendes Hemmnis ist die oft zitierte
Mieter-Vermieterproblematik. Der hier auftretende Konflikt resultiert aus der
grundsätzlich differierenden Interessenlage von Mieter und Vermieter in Bezug auf
Investition und betriebsbedingte Kosten. So ist der Vermieter einer Liegenschaft in der
Regel ausschließlich an möglichst geringen Investitionskosten interessiert, da er diese
tragen muss – ihn die betriebsbedingten Kosten jedoch nicht weiter tangieren. Aus der
Sicht des Mieters verhält es sich entsprechend umgekehrt.
Biomassenutzung
Einer Ausschöpfung des wirtschaftlichen Biomassepotenzials steht primär das in
Kapitel 1.4 bereits diskutierte Problem der ausreichenden Verfügbarkeit von Biomasse
entgegen. Darüber hinaus dürfen auch nicht überall uneingeschränkt Festbrennstoffe
verfeuert werden. Lokal kann dies aus Immissionsschutzgründen untersagt oder
eingeschränkt werden. Dies ist vorwiegend in innerstädtischen Bereichen mit
entsprechend dichter Besiedelung der Fall. Auch kann das große spezifische Lagervolumen von holzartiger Biomasse deren Nutzung entgegenstehen. Auch dies ist
vornehmlich in dicht besiedelten Gegenden der Fall, in denen Flächen und Räume nicht
vorhanden oder entsprechend teuer sind, so dass eine anderweitige Nutzung zu höheren
Erträgen führt.
Gasbrennwertnutzung
Auf den Einsatz von Gasbrennwertgeräten wirkt sich einschränkend aus, dass Erdgas in
Deutschland nicht flächendeckend verfügbar ist (vgl. Kapitel 1.4). Aber auch in Gebieten
mit entsprechender Infrastruktur wirken sich die einmaligen Hausanschluss-Kosten für
die Anbindung einer bisher nicht gasversorgten Liegenschaft an das bestehende Netz
unter Umständen negativ auf eine entsprechende Entscheidung aus.
17
2
Thermische Hülle
Wie im Projekt „Energiezukunft 2050“ /FfE 07/ bereits umfassend erläutert, basieren die
Berechnungen zur Raumwärme auf einem aus 28 Typgebäuden und 4 Baualtersklassen
bestehenden Gebäudemodell, auf welches an dieser Stelle nicht im Detail eingegangen
werden soll. Jedes Typgebäude weist in Abhängigkeit seines Baualters spezifische
bauphysikalische Eigenschaften der thermischen Hülle auf, die auf Daten der IKARUSModellgebäude beruhen. Hierbei wird die thermische Hülle in die vier Bereiche Kellerdecke, Fassade, Dach bzw. oberste Geschossdecke und Fenster unterschieden. Die vier
Hüllbereiche werden für die Maßnahmenbetrachtung als voneinander unabhängig
angenommen. Aufgrund der jeweiligen Gebäudekubaturen tragen die einzelnen Hüllelemente entsprechend unterschiedlich zu den Transmissionswärmeverlusten bei. Die
Eigenschaften der Gebäudehülle wirken sich – anders als beispielsweise die Nutzungsgrade der Heizsysteme – unmittelbar auf den Bedarf und nicht auf die Effizienz der
Energienutzung aus.
Um die energetischen Eigenschaften der Gebäudehülle zu verbessern, kann – in
Abhängigkeit des Bauteils – entweder eine zusätzliche Wärmedämmung aufgebracht
oder aber es muss ein Austausch (z.B. Fenster) vorgenommen werden.
Für die thermische Sanierung der Gebäudehüllen wurden folgende Maßnahmen
definiert:
Fassade:
• Material
EPS; WLG 040
• Dämmstärken 10 cm, 14 cm, 18 cm
Dach/oberste Geschossdecke:
• Material
EPS; WLG 040
Kellerdecke:
• Material
EPS; WLG 040
Fenster:
• 2-Scheiben-Wärmeschutzverglasung 1,6 W/(m²K)
• 3-Scheiben-Wärmeschutzverglasung 1,2 W/(m²K)
Die Maßnahmen entsprechen denen der Haushalte, jedoch ist für GHD zusätzlich die
Betrachtung von Flachdächern erforderlich, wie sie bei Gewerbebauten oft zu finden
sind. Die Maßnahmen und Preise entsprechen denen der Haushalte, jedoch entfällt in
18
GHD die Berücksichtigung der Mehrwertsteuer. Somit ergeben sich die in Tabelle D-7
aufgeführten Preise für die jeweiligen Maßnahmen.
Tabelle D-7:
Spezifische Preise der Maßnahmen
in
Fassade
€/m²
(EPS; WLG 040)
Flachdach
oberste
Kellerdecke
Geschossdecke
(XPS; WLG 040; ≥ 200 kPa)
(EPS; WLG 035)
6 cm
----10 cm
63,00
--14 cm
68,50
50,10
18 cm
74,00
55,40
22 cm
--60,60
Fenster
2-Scheiben-Wärmeschutzverglasung
3-Scheiben-Wärmeschutzverglasung
----35,30
39,50
43,70
28,10
33,60
39,10
-----
1,6 W/m²K
1,2 W/m²K
360,-- €/m²
425,-- €/m²
Für die Potenzialbetrachtung werden die Maßnahmen der einzelnen Hüllflächen zu
Paketen zusammengefasst, so dass stets eine umfassende energetische Sanierung der
thermischen Hülle vorgenommen wird. Die Maßnahmenpakete sind in Tabelle D-8
definiert.
Tabelle D-8:
Maßnahmenpakete zur energetischen Sanierung der Thermischen Hüllen
Maßnahmenpaket
D1
D2
D3
Fassade
10 cm
14 cm
18 cm
Dach
Kellerdecke
Fenster
(Dämmstärke)
14 cm
6 cm 2-Scheiben-WSV
18 cm
10 cm 2-Scheiben-WSV
22 cm
14 cm 3-Scheiben-WSV
Hierbei ist D1 das einfachste und D3 das qualitativ hochwertigste Maßnahmenpaket.
Theoretisch ist es mit beliebigem finanziellen und technischen Aufwand möglich, alle
thermischen Hüllflächen energetisch zu sanieren. Limitierende Größen, wie z.B.
Denkmalschutz oder Optik einer Fassade, stellen theoretisch bzw. technisch an sich
keine Limitierung dar. Für gewöhnlich scheitert eine Sanierung solcher Gebäude an
wirtschaftlichen Rahmenbedingungen. Unter der Prämisse, dass die erforderlichen
Dämmmaterialien, Arbeitskräfte etc. kurzfristig in ausreichender Menge zur Verfügung
stehen, ergeben sich auch hier keine Einschränkungen für das theoretische Potenzial.
2.3 Referenz
Die der Berechnung zu Grunde liegende Referenz ist der Bestand des GHD-Gebäudemodells für das Jahr 2003. Dieses ist im Zwischenbericht „Energiezukunft 2050“ /FfE 07/
erläutert.
Thermische Hülle
19
Bei den zuvor definierten Maßnahmenpaketen D1 bis D3 ergeben sich für die kurzfristig
umsetzbaren CO2-Verminderungspotenziale die in Abbildung D-6 dargestellten
Verläufe der Kosten über der jährlich vermeidbaren CO2-Menge.
18.000
16.000
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0
-2.000 0
10
20
30
40
50
D1/oK
Abbildung D-6:
D2/oK
D3/oK
CO2-Verminderungskosten für die Sanierung der thermischen Hülle
(Maßnahmenpakete 1-3)
Schon für das einfachste Maßnahmenpaket D1 ergibt sich ein maximales Potenzial von
ca. 25 Mio. t/a, was etwa der Hälfte der derzeitigen Emissionen entspricht. Allerdings
mit Kosten von bis zu knapp 17.000 €/t. Die Maßnahmenpakete D2 und D3 erhöhen
erwartungsgemäß das maximale Potenzial. Mit D3 könnten so maximal ca. 30 Mio. t/a
bzw. 60 % der Emissionen vermieden werden. Jedoch fallen auch hier Kosten bis zu
12.000 €/t (D2) bzw. 4.000 €/t (D3) an. Gut zu sehen ist hierbei, dass die maximalen
Kosten mit zunehmender Güte des Maßnahmenpaketes sinken.
Untersucht man das Ergebnis bezüglich des wirtschaftlichen Potenzials und den
Kostenverlauf in unmittelbarem Anschluss an den wirtschaftlichen Bereich (vgl.
Abbildung D-7), so stellt man fest, dass unter den zugrunde gelegten
Rahmenbedingungen nur etwa 2 Mio. t/a – also weniger als 10 % des maximal
Möglichen – wirtschaftlich eingespart werden können. Auffällig ist, dass die
Verminderungskostenkurven im unteren Bereich nahezu identisch verlaufen.
Offensichtlich nimmt die Anzahl der wirtschaftlich sanierbaren Gebäude in diesem
Bereich in gleichem Maße ab, wie die Einsparung in den wirtschaftlich sanierbaren
Gebäuden zu. Somit ist zwar das sektorale wirtschaftliche Potenzial in diesem Bereich
nahezu unabhängig von der Qualität der Sanierung (im Rahmen der betrachteten
Maßnahmen), jedoch kann die Aussage nicht verallgemeinert werden und gilt
insbesondere nicht für ein konkretes Objekt bzw. Typgebäude.
20
500
400
300
200
100
0
-100
0
10
20
30
40
50
-200
D1/oK
Abbildung D-7:
D2/oK
D3/oK
CO2-Verminderungskosten für die Sanierung der thermischen Hülle
(Maßnahmenpakete 1-3, vergrößerter Ausschnitt)
Unmittelbar im Anschluss an den wirtschaftlichen Bereich flacht die
Verminderungskostenkurve zunehmend ab und verläuft im gesamten mittleren Teil
eher flach. Hierdurch können bei nur moderat steigenden Verminderungskosten rasch
zusätzliche Potenziale erschlossen werden. Hierbei weisen zunächst die einfachen
Maßnahmenpakete eine günstigere Kostenentwicklung auf, im Bereich ab etwa 110 €/t
führen die qualitativ hochwertigen Maßnahmenpakete jedoch zunehmend zu
günstigeren Ergebnissen. Hier zeigen sich die Stärken eines guten Wärmeschutzes. Dies
verwundert nicht weiter, ruft man sich ins Bewusstsein, dass Mehrkosten bei der
Brennstoffbeschaffung über Heizwert und Emissionsfaktor als betragsmäßiges
Äquivalent zu den Verminderungskosten betrachtet werden können. Betrachtet man
beispielsweise die jüngste Entwicklung des Heizölpreises auf über 0,92 €/l verglichen mit
dem im Projekt zugrunde gelegten Wert, so erfolgt – wohlgemerkt nur für ölbeheizte
Gebäude – eine Verschiebung der Wirtschaftlichkeitsgrenze auf Verminderungskosten
von etwa 115 €/t, was sofort zu einer Vervielfachung des wirtschaftlichen Potenzials
führt.
Die untersuchten Maßnahmenpakete sind Variantenrechnungen, denen dieselbe
Referenz zugrunde liegt. Wechselwirkungen der Maßnahmenpakete untereinander gibt
es nicht, da an einem Gebäude immer nur eines der Maßnahmenpakete umgesetzt
werden kann. Folglich ist insbesondere eine Addition der Potenziale grundsätzlich nicht
möglich.
Im Folgenden soll auf die Wechselwirkungen zwischen den Maßnahmen an den
Heizsystemen und den Maßnahmenpaketen in den thermischen Hüllen eingegangen
werden. In Abbildung D-8 sind die CO2-Verminderungskosten für die Kombination von
Gasbrennwertnutzung und den Maßnahmenpaketen an den thermischen Hüllen denen
der Einzelmaßnahmen gegenübergestellt.
Thermische Hülle
21
140.000
Maßnahmenkombination
120.000
100.000
80.000
60.000
40.000
Einzelmaßnahmen
20.000
0
-20.000
0
10
20
30
40
50
D1/Gas-BW
D1/oK
D0/Gas-BW
Abbildung D-8:
D2/Gas-BW
D2/oK
D3/Gas-BW
D3/oK
CO2-Verminderungskosten der Kombination von Gasbrennwertnutzung und Sanierung der thermischen Hüllen
Deutlich zu sehen ist die Zunahme des maximalen Potenzials gegenüber den
Einzelmaßnahmen. Die extrem hohen Spitzenwerte der Verminderungskosten von bis zu
120.000 €/t bei den Maßnahmenkombinationen resultieren aus den geringen
zusätzlichen Einsparungen, die – trotz hoher Investitionen – bei Gebäuden mit bereits
hohem energetischen Standard (Neubau) erreicht werden können.
Betrachtet man auch bei den Maßnahmenkombinationen den wirtschaftlichen Bereich
genauer (vgl. Abbildung D-9), so zeigt sich, dass die Verminderungskosten im
Wesentlichen dem Verlauf der Maßnahmenpakete D1 bis D3 folgen, jedoch unterhalb
verlaufen. Dies führt in Abhängigkeit des betrachteten Maßnahmenpaketes zu einer
Erhöhung des wirtschaftlichen Potenzials um bis zu 1 Mio. t/a. Bezüglich des weiteren
Kurvenverlaufes und der damit verbundenen raschen Zunahme des Potenzials mit
steigenden Energiepreisen sei auf die Ausführungen in Kapitel 2.4 verwiesen.
Vergleicht man die alleinige Gasbrennwertnutzung (rote Kurve) mit der Option einer
zusätzliche Sanierung der thermischen Hülle (z.B. D1/Gas-BW), so zeigt sich, dass
bereits bei Verminderungskosten von etwa 80 €/t bis 100 €/t das Potenzial einer
alleinigen Gasbrennwertnutzung weitestgehend erschöpft ist. Dies führt in der Folge zu
einem rasanten Anstieg der Verminderungskosten, während bei der Kombination der
Maßnahme mit einer energetischen Sanierung der thermischen Hüllflächen – bei
moderat steigenden Verminderungskosten – noch eine Verdoppelung der CO2Einsparung möglich ist, bevor auch hier die Kosten deutlich zunehmen. Eine maximale
Reduktion der CO2-Emissionen zu moderaten Kosten ist somit nur durch eine
Kombination der Maßnahmen möglich.
22
500
Maßnahmenkombination
Einzelmaßnahmen
400
300
200
100
0
-100
0
10
20
30
40
50
-200
-300
D1/Gas-BW
D1/oK
D0/Gas-BW
Abbildung D-9:
D2/Gas-BW
D2/oK
D3/Gas-BW
D3/oK
CO2-Verminderungskosten der Kombination von Gasbrennwertnutzung und Sanierung der thermischen Hüllen (vergrößerter Ausschnitt)
Zwar erschließt unter den angenommenen Rahmenbedingungen die alleinige
Brennwertnutzung ein größeres wirtschaftliches Potenzial als die Sanierung der
thermischen Hüllen oder eine Kombination der Maßnahmen, jedoch führt allein der
Anstieg der Energiepreise zu einer zunehmenden Wirtschaftlichkeit der
Maßnahmenkombinationen. Im Rahmen einer ganzheitlichen Diskussion darf der Fokus
jedoch nicht allein auf die Verminderung von CO2 und deren Wirtschaftlichkeit gerichtet
werden. Unter Aspekten der Ressourcenschonung und –verfügbarkeit ist eine
Optimierung des Wärmeschutzes ohnehin von grundlegender Bedeutung.
Dies zeigt sich insbesondere bei emissionsarmen oder gar CO2-neutralen Brennstoffen.
Durch den Einsatz von Biomasse wären rein rechnerisch alle CO2-Emissionen bzw.
unter den getroffenen Annahmen jährlich 38 Mio. t CO2 wirtschaftlich vermeidbar (vgl.
Kapitel 1.4). Eine zusätzliche energetische Sanierung der thermischen Hüllen führt hier
ausschließlich zu steigenden Kosten. Eine Erhöhung des maximalen Verminderungspotenzials ist hingegen nicht möglich, da bei einer flächendeckenden Biomassenutzung
ohnehin keine CO2-Emissionen mehr vorhanden wären. In der Folge ergeben sich
deutlich höhere spezifische Verminderungskosten (vgl. Abbildung D-10), welche
wiederum unweigerlich zu einer Reduzierung des wirtschaftlichen Potenzials führen,
wie in Abbildung D-11 gut zu sehen ist.
Berücksichtigt man jedoch den in Kapitel 1.4 diskutierten Aspekt der begrenzten
Verfügbarkeit von Biomasse, so ermöglicht eine zusätzliche energetische Sanierung der
Gebäudehüllen (durch die damit einhergehende Reduzierung des Raumwärmebedarfs)
die Beheizung zusätzlicher Liegenschaften mittels der zur Verfügung stehenden
Biomasse. Der Anteil der Biomasse an der gesamten Raumwärmebereitstellung könnte
somit erhöht werden, wobei der Anteil entsprechend der Qualität der Sanierung variiert.
Thermische Hülle
23
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
0
10
20
30
40
50
-500
D0/Bio
D1/Bio
D2/Bio
D3/Bio
Abbildung D-10: CO2-Verminderungskosten der Kombination von Biomassenutzung
und Sanierung der thermischen Hüllen
500
400
300
200
100
0
-100
0
10
20
30
40
50
-200
-300
D0/Bio
D1/Bio
D2/Bio
D3/Bio
Abbildung D-11: CO2-Verminderungskosten der Kombination von Biomassenutzung
und Sanierung der thermischen Hüllen (vergrößerter Ausschnitt)
2.6 Hemmnisse
Auch im Bereich der thermischen Hüllen werden Maßnahmen, selbst bei Wirtschaftlichkeit, nicht immer umgesetzt.
Bezüglich der allgemeinen Hemmnisse sei an dieser Stelle auf Kapitel 1.6.1 verwiesen.
24
Wie schon bei den Heizsystemen steht auch bei der energetischen Gebäudesanierung
oftmals die Mieter-Vermieter-Problematik (vgl. Kapitel 1.6.2) einer Maßnahmenumsetzung im Wege.
Hinzu kommen bei Maßnahmen an der thermischen Hülle oftmals juristische Fragestellungen. Bei älteren Gebäuden können unter Umständen Aspekte des Denkmalschutzes einer energetischen Sanierung entgegenstehen oder sie zumindest derart
kostenintensiv gestalten, dass deren Umsetzung an mangelnder Wirtschaftlichkeit
scheitert.
Bei öffentlichen Gebäuden ist zusätzlich über Jahrzehnte das Urheberrecht des
Architekten zu berücksichtigen. Ohne dessen Zustimmung sind bauliche Änderungen
nicht zulässig, was beispielsweise das Aufbringen einer Dämmung vereiteln kann.
Auch die Grenzbebauung von Grundstücken ist bezüglich Fassadendämmung problembehaftet. Hier kann das Anbringen einer zusätzlichen Dämmung an der Zustimmung
des Nachbarn zur Überbauung seines Grundstücks scheitern.
25
3
Information und Kommunikation
Der Energieverbrauch für Information- und Kommunikationstechniken wird für das
Jahr 2003 mit rund 38 PJ angegeben. Damit verursacht der Anwendungsbereich IuK
rund 20 % des Stromverbrauchs bzw. etwa 2,5 % des gesamtsektoralen Endenergieverbrauchs. Die Verbrauchsschwerpunkte im Bereich IuK liegen bei Bürogeräten sowie bei
Anlagen der Netzwerkinfrastruktur. Darüber hinaus leisten auch Geräte der Steuerungs- und Regelungstechnik Beiträge zum Energieverbrauch, jedoch sind diese eher
von untergeordneter Bedeutung. Die ausgesprochene Vielfalt und die Vielzahl der
Regelungen und Steuerungen, mit zum Teil auch nur minimalen Verbräuchen, machen
eine detaillierte Betrachtung dieses Teilbereiches unmöglich. Daher beschränken sich
die Detailanalysen der Technikstruktur auf die beiden erstgenannten Bereiche.
Angaben zum aktuellen Gerätebestand der Büroendgeräte und den jeweiligen Energieverbräuchen finden sich in /SCHL 05/. Ansatzpunkt für die Ermittlung des Gerätebestandes ist die Anzahl der Büroarbeitsplätze in Deutschland. Dabei ist zu beachten, dass
auch Büroarbeitsplätze impliziert sind, die an sich dem Industriesektor zugeordnet und
dementsprechend auch dort bilanziert werden müssten. Eine Zuordnung nach sektoraler
Zugehörigkeit ist jedoch äußerst schwierig und mit großen Unschärfen behaftet. Da die
Büroarbeitsplätze in GHD bei Weitem überwiegen, werden die energetischen Verbräuche der Büroendgeräte im Weiteren vollständig dem Sektor GHD zugeordnet. Der
resultierende Bilanzierungsfehler für GHD scheint in Anbetracht der ohnehin geringen
absoluten Verbräuche für IuK durchaus hinnehmbar. Das resultierende Verminderungspotenzial für Deutschland wird durch eine abweichende sektorale Zuordnung
ohnehin nicht tangiert. Es ist jedoch darauf zu achten, dass eine Doppelbilanzierung
ausgeschlossen ist. Basierend auf den Bestands- und Verbrauchsangaben aus /SCHL 05/
sowie den Erwerbstätigenzahlen lässt sich der Ausstattungsgrad und damit der
spezifische Stromverbrauch eines Büroarbeitsplatzes berechnen.
Bei Servern muss für die Bestandsermittlung auf Expertenschätzungen hinsichtlich der
energetischen Verbräuche /GRZ 07/ und auf internationale Strukturzahlen /EES 07/
zurückgegriffen werden, da sich für diesen Bereich keine gesicherten Bestandswerte in
der Literatur finden lassen. Unter der Annahme, dass sich der bundesdeutsche
Serverbestand gleich dem westeuropäischen verhält, können entsprechende Zahlen für
die Bundesrepublik Deutschland abgeleitet werden.
Büroendgeräte
In Tabelle D-9 sind Bestand und Verbrauch ausgewählter Bürogeräte für das Jahr 2003
zusammengefasst. Die Verbrauchsschwerpunkte sind neben Arbeitsplatzrechnern und
Monitoren vor allem Kopiergeräte, die, wie auch Laserdrucker, einen höheren
Bereitschafts- als Betriebs-Verbrauch aufweisen.
26
Tabelle D-9:
IuK-Endgeräte in GHD 2003 /SCHL 05/, /eigene Berechnungen/
Gerät
PCs
Notebooks
Monitore
CRT
LCD
Kopierer
Multifunktionsgeräte
Tintenstrahl
Drucker
Laser
schnurlos
Telefone
komfort
Anrufbeantworter
Faxgeräte
Summe
Bestand
(in 1000)
10306
7053
8262
3079
5218
726
1795
4363
3198
7102
3231
4518
Betrieb
3,4
0,8
3,9
0,5
3,3
0,5
0,0
0,8
0,0
0,0
0,0
0,3
13,6
Verbrauch (in PJ/a)
Standby
Schein-Aus
0,3
0,7
0,1
0,2
0,3
0,4
0,0
0,1
3,8
0,2
0,5
0,0
0,1
0,1
1,7
0,2
0,2
0,0
0,5
0,0
0,3
0,0
1,6
0,0
9,4
1,9
Gesamt
4,5
1,2
4,6
0,6
7,3
1,0
0,2
2,7
0,2
0,5
0,3
1,8
24,9
Netzwerkinfrastruktur
Der Bereich der Netzwerkinfrastruktur beinhaltet im Wesentlichen Geräte, welche die
Übermittlung und Bereitstellung von Informationen gewährleisten. Hierzu zählen vor
allem Serversysteme. Zur Anbindung der Endgeräte an die internen Netze werden Hubs
und Switches, zur Anbindung an externe Netzwerke Router eingesetzt. Da
Serversysteme knapp 90 % des Energieverbrauchs aller Netzwerkgeräte im Bürobereich
verursachen, konzentrieren sich die Betrachtungen auf diesen Bereich.
Server sind zumeist sehr individuell eingerichtete Systeme, die sich einer allgemeinen
technischen Spezifikation entziehen. Deshalb ist es üblich, Server nicht nach technischer
Charakteristik, sondern nach Anschaffungskosten zu klassifizieren. In Anlehnung an
/EES 07/ erfolgt die Klassifikation in „Volume Server“ (bis 25.000 US $), „Mid-Range
Server“ (25.000–500.000 US $) und „High End Server“ (> 500.000 US $). Der Großteil
der derzeit ab- und eingesetzten Geräte sind Volume Server im Bereich zwischen 3.000
und 6.000 US $ mit einer durchschnittlichen Leistungsaufnahme von etwa 180 Watt
/CSS 07/. Diese stellen gleichzeitig auch die verbrauchsschwerste Gruppe dar, weshalb
sich die nachfolgenden Betrachtungen auch an ihnen orientieren sollen. Bei den
Serversystemen ist zu beachten, dass neben dem Energiebedarf für die Datenverarbeitung oft weitere Energie zum Kühlen der Serverumgebung benötigt wird. Da der
Bedarf der Kühlenergie jedoch dem Anwendungsbereich der mechanischen Energie
zugeordnet wird, bleibt dieser hier unberücksichtigt. In Tabelle D-10 sind Bestand und
Energieverbrauch der Server im Jahr 2003 aufgeführt.
Tabelle D-10:
Anzahl und Energieverbrauch der Serversysteme in Deutschland in 2003
/GRZ 07/, /EES 07/, /eigene Berechnungen/
Gerät
Server
volume
midrange
highend
Summe
27
Bestand
(in 1000)
1068
70
4
Betrieb
6,1
2,0
0,9
9,0
Verbrauch (in PJ/a)
Standby
Schein-Aus
------------0,0
0,0
Gesamt
6,1
2,0
0,9
9,0
Im Bereich der Information und Kommunikation sollen die folgenden drei Maßnahmen
zu CO2-Verminderung untersucht werden.
• Austausch von CRT-Monitoren durch LCD-Bildschirme
• Austausch von PCs durch Notebooks
• Minimierung von Leerlauf- und Schein-Aus-Verlusten
Im Folgenden werden die Maßnahmen und die für die weitere Berechnung
erforderlichen Rechercheergebnisse und Annahmen zu Kosten und Altersstruktur
dargestellt.
Die durchschnittliche Lebensdauer eines Monitors wird mit 5 Jahren angenommen und
dem Ausfallverhalten eine Weibull-Verteilung zugrunde gelegt. Des Weiteren wird
angenommen, dass die jährlichen Zubauzahlen bei CRT-Monitoren bis 2001
näherungsweise unbeeinflusst von der Markteinführung der LCD-Bildschirme sind und
sich erst danach die Präsenz von LCD-Bildschirmen auf dem Markt hemmend auf den
Absatz von CRT-Monitoren auswirkt. Der Gerätebestand im Jahr 2004 ist in
Tabelle D-11 dargestellt:
Tabelle D-11:
Altersstruktur des CRT-Bestandes im Jahr 2003 /eigene Berechnung/
Baujahr
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
Gesamt
Anzahl
[1.000]
56
742
1.635
1.960
2.013
1.179
690
8.274
Recherchen zu den durchschnittlichen Kosten ergaben Investitionen von 140 € für die
Ersatzbeschaffung im Referenzfall bzw. 220 € bei Durchführung der Maßnahme. Bei
Durchführung der Maßnahme kann der elektrische Energieverbrauch von durchschnitt-
28
lich ca. 147 kWh/a auf 55 kWh/a gesenkt werden. Das entspricht einer Verminderung
um 62,5 %.
Für die Bestimmung der PC-Altersstruktur wird ebenfalls von einer durchschnittlichen
5-jährigen Lebensdauer ausgegangen. Hinsichtlich der jährlichen Verbräuche und der
Altersstruktur der Referenz muss jedoch in PCs mit CRT- bzw. LCD-Bildschirm
unterschieden werden. Die ermittelte Altersstruktur ist in Tabelle D-12 wiedergegeben.
Tabelle D-12:
Altersstruktur des PC-Bestandes im Jahr 2003 /eigene Berechnung/
PC&CRT PC&LCD Summe
Bestand in 1000
1997
51
5
56
1998
673
63
735
1999
1.482
138
1.620
2000
1.778
166
1.943
2001
1.825
170
1.995
2002
1.072
959
2.031
2003
627
1.298
1.925
Gesamt
7.507
2.798
10.305
Baujahr
Die elektrischen Verbräuche der PCs im Bestand basieren auf /SCHL 05/ und variieren
entsprechend dem verwendeten Monitor um etwa 100 kWh/a (PC+CRT ca. 277 kWh/a,
PC+LCD ca. 177 kWh/a). Als Ersatz wird im Referenzfall ein PC mit LCD-Bildschirm
eingesetzt, der aufgrund der allgemeinen Effizienzsteigerung in diesem Bereich mit
175,7 kWh/a nur geringfügig weniger verbraucht als die vergleichbaren Bestandsgeräte.
Hingegen kann bei Durchführung der Maßnahme eine Verminderung des elektrischen
Energieverbrauchs auf ca. 120 kWh/a erreicht werden, was einer Reduktion um 56,5 %
bei PCs mit CRT- und 32 % bei PCs mit LCD-Bildschirmen entspricht.
Für die Referenz konnten durchschnittliche Investitionskosten von 1.000 € für eine
Ersatzbeschaffung und Kosten von 1.500 € bei Durchführung der Maßnahme ermittelt
werden. Hierbei wurden beide Rechnerkonfigurationen so gewählt, dass sie in Punkto
Systemleistung und Bedienkomfort einen äquivalenten sowie vollwertigen Arbeitsplatz
darstellen, der den heutigen Anforderungen genügt. Aufgrund der Vielzahl verfügbarer
Systeme wurden mittlere Preise gewählt und gerundet. In Anbetracht der raschen
Veränderungen bei Preisen und Systemleistungen auf dem Rechnermarkt scheint die
gewählte Vorgehensweise hinreichend genau.
Minimierung von Leerlauf- und Schein-Aus-Verlusten
Betrachtet man die Verbrauchszahlen der Bürogeräte, so fällt auf, dass auf
Bereitschafts- und Schein-Aus-Zustand mit 46 % knapp die Hälfte des gesamten
Verbrauchs entfällt. Jährlich werden so fast 9 PJ verbraucht, ohne dass die Geräte in
dieser Zeit tatsächlich genutzt werden.
Abbildung D-12 zeigt den Energieverbrauch der Bürogeräte differenziert nach
Betriebszuständen für das Jahr 2003. Server werden bei dieser Betrachtung nicht
miteinbezogen, da keine verlässlichen Daten über die Betriebs- und Bereitschaftszeiten
von Servern vorliegen. Ein Schein-Aus-Zustand existiert für gewöhnlich im
29
Serverbetrieb nicht, da diese ständig in Betrieb sind. Im Bereitschaftszustand sind
Faxgeräte, Laserdrucker und Kopierer die größten Verbraucher, im Schein-Aus-Zustand
sind es PCs und CRT-Monitore (vgl. Tabelle D-9).
Schein-Aus
8%
Standby
38%
Betrieb
54%
Abbildung D-12: Anteile der Betriebszustände am Verbrauch der Bürogeräte in 2003
/eigene Berechnung/, /SCHL 05/
Der spezifische Strombedarf der Geräte im Bereitschaftszustand kann nur durch
technologische Weiterentwicklungen seitens der Hersteller gesenkt werden. Eine
Reduzierung des Verbrauchs durch den Nutzer ist entweder durch Verringerung des
Gerätebestandes oder durch das Abschalten der Geräte in Zeiten ohne Nutzung, z. B.
den Nachtstunden, möglich. So empfiehlt sich in Büros beispielsweise die Nutzung von
Netzwerkdruckern, um den Gerätebestand zu reduzieren, die Geräte besser auszulasten
und so die Standby-Zeiten zu reduzieren. Je nach Situation kann sich auch der Einsatz
eines Multifunktionsgerätes anbieten, um gleichzeitig Drucker, Kopierer, Scanner und
Faxgerät zu ersetzen.
Zur Vermeidung von Schein-Aus-Verlusten bei PCs und Monitoren ist eine komplette
Trennung vom Stromnetz nötig, z. B. mittels schaltbarer Steckerleiste. Eine Reduzierung der CO2-Emissionen lässt sich hier nur mittels aktiven Schaltens durch den Nutzer
oder den Einbau von Master-Slave-Steckdosen realisieren. Ersteres scheitert bisher und
wohl auch zukünftig am Faktor Mensch. Gerade im beruflichen Bereich, in dem der
Arbeitnehmer nicht direkt von den Energiekosten betroffen ist, sind nur wenige
Idealisten bereit, durch persönlichen Einsatz Energie zu sparen.
Bei Master-Slave-Steckdosen ist hingegen zu berücksichtigen, dass die Elektronik der
Steckdose selbst einen zusätzlichen Eigenverbrauch aufweist. Hier ist besonders darauf
zu achten, dass die Elektronik der Steckdose beim Abschalten ebenfalls vom Netz
getrennt wird, da es an dieser Stelle sonst zu ungewollten Energieverbräuchen kommt.
Eine monetäre Bewertung solcher Maßnahmen ist nicht oder nur unter sehr unsicheren
Annahmen möglich.
Da durch die beiden letztgenannten Maßnahmen lediglich die Auswirkungen, jedoch
nicht die Ursachen behoben werden, ist an dieser Stelle ganz klar die herstellende
Industrie gefordert, die Leerlauf- und Schein-Aus-Verluste zu reduzieren. Eine Reduzierung der CO2-Emissionen ist hier im Rahmen der Marktdurchdringung neuer Geräte
nur mittel- bis langfristig denkbar. Eine belastbare Aussage bezüglich der spezifischen
Verminderungskosten kann aufgrund der Komplexität des Themenbereiches, der
technischen Vielfalt der Geräte und der teils unscharfen Abgrenzung der Betriebszustände im täglichen Betrieb nicht getroffen werden.
30
3.1.3 Weitere Optionen und Entwicklungstrends
Im IuK-Bereich lassen sich aufgrund der kurzen Lebenszyklen der Geräte relativ schnell
energetische Einsparungen erschließen. Hierbei ist zumeist zwischen hardware- und
softwaretechnischen Systemlösungen zu unterscheiden. Die im Folgenden aufgezeigten
Optionen sind monetär schlecht oder gar nicht zu quantifizieren und werden daher
lediglich qualitativ abgehandelt.
Im Bereich der Festnetz-Telefonie verursachen Faxgeräte über die Hälfte des gesamten
Verbrauches und stellen somit ganz klar den Verbrauchsschwerpunkt in diesem Bereich
dar. In den letzten Jahren sind zunehmend Multifunktionsgeräte auf den Markt
gekommen, welche neben den bisherigen Funktionen (Faxen, Kopieren) auch noch
Merkmale wie Scannen und Drucken aufweisen. Hierdurch kann der Gerätepark
reduziert und unnötiger Leerlauf/Scheinaus-Verluste vermieden werden. Eine weitere
Option, die im gewerblichen Bereich bisher überwiegend bei Anwendern mit größeren
Datennetzen anzutreffen war, ist die Abwicklung des Faxverkehres auf rein
elektronischem Wege. Seit einiger Zeit sind nun auch Router mit Fax-Funktionalität
erhältlich, so dass auch kleinere Unternehmen mit geringem Aufwand zu komfortablem
und papierlosem Faxverkehr übergehen können. Konventionelle Faxgeräte weisen
zudem – abhängig vom Druckverfahren – mitunter relativ hohe Seitenkosten auf,
wodurch auch wirtschaftliche Gesichtspunkte für einen Technikwechsel sprechen
können. Somit ist mittel- bis langfristig zu erwarten, dass konventionelle Faxgeräte
weitestgehend aus dem Büroumfeld verdrängt werden.
Bei Personal Computern bestehen längerfristig hohe energetische Einsparpotenziale
durch die Etablierung des so genannten „Server Based Computing“ (SBC).Unter SBC
versteht man die weitestgehende Auslagerung lokaler Rechenleistung auf virtualisierte
Terminal Server. Diese emulieren die bekannte Nutzerumgebung und verarbeiten die
Eingaben der Benutzer. Dem Anwender wird der Zugriff über eingebundene
Ein-/Ausgabeterminals (Thin Clients) am gewohnten Arbeitsplatz ermöglicht. Thin
Clients sind in der Regel nur für die Ein- und Ausgabe von Daten sowie für die
Kommunikation mit dem Großrechner konzipiert. Sie besitzen kaum eigene
Rechenleistung. Aus diesem Grund sind sie durch einen außerordentlich minimalistischen und funktionellen Ausstattungsgrad gekennzeichnet und benötigen daher
auch nur wenig Energie.
Das Fraunhofer-Institut für Umwelt-, Sicherheit und Energietechnik (IUSE) hat im
Rahmen zweier Studien die ökonomischen und ökologischen Aspekte von Thin Clients
analysiert und sie denen konventioneller Desktop PCs gegenübergestellt. Dabei wurde
berücksichtigt, dass Thin Clients nicht allein, sondern stets mit einem bestimmten
infrastrukturellen Anteil bewertet werden müssen (Serveranteil). Dennoch ergeben sich
durch den Einsatz von Thin Clients energetische Einspareffekte. Exemplarisch ist in
Abbildung D-13 die Leistungsaufnahme eines klassischen Desktop PCs der eines Thin
Clients gleichen Anwendungsspektrums gegenübergestellt.
31
Abbildung D-13: Leistungsaufnahmen eines Desktop PCs und eines Thin Clients
/OVA 06/
Bezüglich des Energieverbrauchs von Servern kann davon ausgegangen werden, dass
durch den Ausbau des Internets der Energieverbrauch von Rechenzentren und
Serversystemen stark ansteigen wird. Hier ist insbesondere die Nachfrage der privaten
Haushalte von entscheidender Bedeutung. In /GRZ 07/ wird vermutet, dass die Anzahl
der installierten Server bis 2010 um rund 50 % (bezogen auf 2001) angewachsen sein
wird. Diese Abschätzung scheint in Anbetracht der derzeitigen jährlichen Zuwächse des
deutschen Datenaufkommens durchaus plausibel.
Das energetische Einsparpotenzial von Serversystemen erschließt sich aus den
Optimierungspotenzialen der einzelnen Hardwarekomponenten sowie aus den
Potenzialen optimierter Software und Serverarchitektur.
In den letzten Jahren konnten besonders in den energetisch relevanten Bereichen der
Prozessor- und Speichertechnologien Fortschritte erzielt werden. So ist, neben der
Etablierung von „Power Management“ Maßnahmen, vor allem die Einführung von
Multiprozessorsystemen hervorzuheben. Bei diesen befinden sich mehrere
Prozessorkerne auf einem Chip bzw. in einem Prozessorgehäuse. Das Betriebssystem
nimmt dabei jeden Prozessorkern als eigenständige CPU wahr. Bei entsprechender
Ansteuerung können damit mehrere Ausführungsstränge gleichzeitig und unabhängig
voneinander ablaufen. Durch diese Parallelisierung wird eine äquivalente Rechenleistung bei geringerer Taktfrequenz bereitgestellt und somit der Energiebedarf
signifikant gesenkt.
Bei Festspeichern wird derzeit vor allem auf magnetbasierte mechanische Festplatten in
3,5’’ Architektur zurückgegriffen. Zukünftig dürfte jedoch damit zu rechnen sein, dass
sich alternative Speicherkonzepte durchsetzen werden. Zurzeit zeichnen sich prinzipiell
zwei unterschiedliche Entwicklungspfade ab. Zum einen besteht die Möglichkeit, die aus
dem Notebookbereich bekannten 2,5’’ Festplatten auch für stationäre Serveranlagen
einzusetzen. Diese weisen im Leerlauf und unter Belastung eine um bis zu 60 %
reduzierte Leistungsaufnahme im Vergleich zu konventionellen Festplatten in 3,5’’
32
Architektur auf. Zum anderen besteht die Möglichkeit zukünftig vollkommen auf
rotierende Datenträger zu verzichten und an deren Stelle Flash-Speicher zu nutzen.
Massenspeicher aus Flash-Zellen, so genannte „Solid State Disks“ (SSD), ermöglichen
gegenwärtig Speicherkapazitäten von 250 GB in einem 2,5’’ Festplattengehäuse. Derzeit
sind SSD in dieser Größenordnung jedoch noch sehr teuer und so lassen sich schwer
Aussagen über eine Marktetablierung im Serverbereich treffen /MCT 07/. Die Verwendung von SSD-Technologie könnte den Stromverbrauch, im Vergleich zu heutigen 2,5’’
Festplatten, nochmals um rund 50 % reduzieren /LGD 07/.
Große Einsparpotenziale bestehen auch durch den Einsatz effizienter und optimal
dimensionierter Netzteile. Im Schnitt wird rund ein Fünftel des Stromverbrauchs eines
Servers durch das Netzteil verursacht. Gegenwärtig werden fast ausschließlich
standardisierte Netzteile eingesetzt, die nicht auf die individuellen Anforderungen der
Serversysteme angepasst sind. Bei Servernetzteilen liegt der optimale Arbeitsbereich
meist im oberen Leistungsdrittel. Arbeitet ein Server mit geringerer Auslastung, so
reduziert sich dessen Wirkungsgrad und somit der des gesamten Systems.
Aus Gründen der Versorgungssicherheit werden Server oft von mehreren parallel
betriebenen Netzteilen mit äquivalenten Lasteigenschaften sichergestellt. Diese
erreichen dann – selbst bei hoher hardwareseitiger Leistungsnachfrage – meist nicht
den optimalen Arbeitsbereich. Redundante Netzteile erhöhen somit zwar die
Versorgungssicherheit und damit die Verfügbarkeit der Systeme, verschlechtern jedoch
gleichzeitig deren energetische Effizienz.
Energieoptimierte Netzteile, wie sie derzeit z.B. von IBM und DELL entwickelt werden,
nutzen geänderte Schaltkreisanordnungen und optimierte Leistungselektronik zur
effizienteren Spannungsumwandlung im Teillastbetrieb. Messergebnissen von DELL
zufolge lassen sich damit Wirkungsgrade bis über 80 % bei einer systemtechnischen
Auslastung von lediglich 25 % realisieren /SDC 07/. Unter Berücksichtigung des
typischen Auslastungsgrades eines durchschnittlichen Servers entspricht dies einer
Reduzierung der Netzteilverluste um rund 40 - 50 %.
Eine viel versprechende Option zur Reduzierung des Energieverbrauchs im
Serverbereich ist auch der Einsatz von Blade-Servern. Diese stellen eine relativ neue
Entwicklung auf dem Servermarkt dar. Man versteht darunter eine sehr flache und
kompakte Serverkonzeption, die zumeist vertikal in spezielle Serverchassis eingesteckt
wird. Server Baugruppen in Blade-Architektur ermöglichen eine besonders effiziente
Ressourcenausnutzung. Sie verfügen über keine eigenen Kühl- und Energieversorgungssysteme, sondern nutzen zentral angeordnete Versorgungskomponenten in dem Chassis.
Dies hat zur Folge, dass Netzteile und Kühlsysteme besser ausgelastet werden können,
wodurch eine erhöhte Effizienz erreicht wird. In der Regel bestehen Blade Server nur
aus der Hauptplatine, dem Prozessor, dem Arbeitsspeicher sowie einem Speichermedium.
Nach /CPW 08/ kann durch den konsequenten Einsatz von Blade-Servern und der
Nutzung von effizienten Hardwarekomponenten der Energiebedarf eines Serversystems
– im Vergleich zu einem mit Standardkomponenten bestückten Server gleichen
Anwendungsprofils – um etwa 50 % reduziert werden. Da Blade Systeme jedoch stets
mit einem speziellen Chassis zur gemeinsamen Versorgung betrieben werden müssen,
ist die Wirtschaftlichkeit der Systeme erst ab einem bestimmten Serverumfang
gewährleistet. Je mehr Serversysteme sich in einem Chassis befinden, desto
33
wirtschaftlicher und effizienter kann das Gesamtsystem betrieben werden. Gegenwärtig
kann davon ausgegangen werden, dass ein Unternehmen mindestens vier Server im
Einsatz haben sollte, damit ein Technologiewechsel über den gesamten Lebenszyklus
des Systems wirtschaftlich ist /CPW 08/.
Die größten energetischen Einsparpotenziale liegen derzeit jedoch in der Konsolidierung
der
Serversysteme
in
Folge
einer
Virtualisierung
der
Server.
Unter
Servervirtualisierung versteht man die Verschiebung eines Dienstes von der Hardwareebene auf eine Softwareebene. In der Folge ist es möglich, auf einem physikalischen
Server mehrere virtuelle Server zu betreiben. Meist arbeiten Serversysteme
durchschnittlich nur mit wenigen Prozent ihrer Leistungsfähigkeit. Da der
Auslastungsgrad nur einen geringen Einfluss auf den Stromverbrauch eines
Serversystems hat, arbeiten diese somit meist sehr ineffizient. Durch mehrere virtuelle
Instanzen auf einem physikalischen Server können die Hardwarekomponenten deutlich
besser ausgelastet werden.
Gegenwärtig sind, je nach Anwendungsgebiet, Konsolidierungsraten von maximal 12:1
möglich. Das bedeutet, dass zwölf virtuelle Server auf einen physikalischen betrieben
werden können. Eine Konsolidierungsrate von 12:1 entspricht dabei einer energetischen
Einsparung von nahezu 80 % /EIR 07/. Letztendlich wird die erreichbare Einsparung
durch Virtualisierungsmaßnahmen von den individuellen Möglichkeiten der Betreiber
bestimmt.
Das theoretische bzw. technische Potenzial der jeweiligen Maßnahme ergibt sich aus
dem entsprechenden Gerätebestand des Jahres 2003 in GHD. Aus der vollständigen
Substitution aller Geräte im Bestand ergibt sich das maximal mögliche Potenzial. Es
wird von der ausreichenden Verfügbarkeit entsprechender IuK-Geräte ausgegangen.
3.3 Referenz
Die Referenz für die Berechnung der CO2-Verminderungspotenziale der einzelnen
Maßnahmen stellt der Fortbestand der jeweiligen Technikstruktur aus 2003 dar.
Im Folgenden werden die Potenziale und Verminderungskosten für den Austausch von
CRT-Monitoren durch LCD-Bildschirme und den Austausch von PCs durch Notebooks
näher erläutert.
Der Austausch von Bildschirmen ist durchweg mit positiven Verminderungskosten
verbunden (vgl. Abbildung D-14). Somit besteht kein wirtschaftliches Potenzial für eine
CO2-Verminderung auf diesem Wege, also nicht einmal, wenn just eine Neuanschaffung
ins Haus steht. Dies begründet sich in den hohen Mehrkosten für die Anschaffung eines
LCD-Bildschirms gegenüber relativ geringen absoluten Einsparungen von nur etwa
450 kWh über die gesamte Lebensdauer des Bildschirms.
Die Wirtschaftlichkeit hängt somit mehr von den Investitions- als von den
Verbrauchskosten ab. Dies zeigt sich auch im Rahmen einer Sensitivitätsanalyse. Wie in
Abbildung D-14 zu sehen ist, führt eine Preissenkung bei LCD-Bildschirmen um 10 %
34
bereits zu negativen Verminderungskosten bei den ältesten Geräten, während die
Verbrauchskosten um ca. 25 % erhöht werden müssten, um diese Geräte wirtschaftlich
ersetzen zu können.
Basisberechnung
700
Strompreis +25 %
600
Monitor -10 %
500
400
300
200
100
0
0
0,05
0,1
0,15
0,2
0,25
0,3
0,35
0,4
0,45
0,5
-100
Abbildung D-14: CO2-Verminderungskosten für den Austausch von CRT- durch LCDBildschirme über dem Verminderungspotenzial
Insgesamt könnten durch den Austausch von CRT-Monitoren durch LCD-Bildschirme
maximal etwa. 0,42 Mio. t CO2 jährlich vermieden werden. Dabei entstehen Kosten
zwischen +70 €/t für Geräte, die ohnehin ausgetauscht werden müssen und +700 €/t für
jene, die kürzlich erst beschafft wurden.
Trotz der Unwirtschaftlichkeit dieser Maßnahme – unter dem alleinigen Aspekt der
CO2-Verminderung – ist in den letzten Jahren ein deutlicher Trend zu
LCD-Bildschirmen zu verzeichnen. Hier zeigt sich deutlich, dass im Rechnerbereich
andere Faktoren als die wirtschaftliche CO2-Verminderung die Kaufentscheidung
beeinflussen. Aufgrund der hohen spezifischen Preise der Geräte stehen primär Aspekte
wie Leistungsfähigkeit, Funktionalität und Design im Vordergrund. Im Falle der
LCD-Bildschirme kann die Verminderung der CO2-Emission und des Energieverbrauchs
in den letzten Jahren somit als Sekundäreffekt verstanden werden.
Beim Austausch von PCs durch Notebooks wird zunächst in PCs mit CRT-Monitor und
solche mit LCD-Bildschirm unterschieden (vgl. Kapitel 3.1.2).
Wie beim Austausch der Monitore zeigt sich auch hier, dass eine Verminderung stets mit
positiven Verminderungskosten verbunden ist, jedoch liegen diese um ein Vielfaches
höher, wie Abbildung D-15 bzw. Abbildung D-16 zu entnehmen ist. Somit ist weder
bei PCs mit CRT-Monitor noch bei PCs mit LCD-Bildschirm ein wirtschaftliches
Potenzial zur CO2-Verminderung gegeben.
35
4500
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
Abbildung D-15: CO2-Verminderungskosten für den Austausch von PCs mit CRTBildschirm durch Notebooks über dem Verminderungspotenzial
In Abbildung D-15 spiegelt sich, analog zu Abbildung D-14, der Technologiewechsel bei
den Bildschirmen wider. Die Bestandszahlen korrelieren – Weibull-verteilt – mit den
Potenzialen (Längen) je Stufe der Verminderungskostenkurve. Bei den PCs mit LCDBildschirm (vgl. Abbildung D-16) zeigt sich erwartungsgemäß ein gegenläufiger Trend.
Hier nehmen die Bestände in den letzten Jahren zu.
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
0,00
0,01
0,02
0,03
0,04
0,05
0,06
0,07
0,08
0,09
0,10
Abbildung D-16: CO2-Verminderungskosten für den Austausch von PCs mit LCDBildschirm durch Notebooks über dem Verminderungspotenzial
Insgesamt könnten durch eine flächendeckende Substitution aller PCs durch Notebooks
ca. 0,75 Mio. t CO2 jährlich eingespart werden. Jedoch würden hierbei Verminderungskosten zwischen 1.200 €/t und ca. 10.500 €/t anfallen, wie Abbildung D-17 entnommen
36
werden kann. Die dargestellte Verminderungskostenkurve beschreibt das Potenzial
sowie die damit verbundenen Verminderungskosten der Gesamtmaßnahme.
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
Abbildung D-17: CO2-Verminderungskosten für den Austausch von PCs (gesamt) durch
Notebooks über dem Verminderungspotenzial
Auch hier zeigt sich deutlich, dass bei Rechnern andere Faktoren als die wirtschaftliche
CO2-Verminderung eine Kaufentscheidung beeinflussen. Die Höhe der Verminderungskosten spricht hier für sich. Dennoch steigen auch im Notebookbereich die Absatzzahlen.
Als Grund ist hier vor allem die Flexibilität und Mobilität, also die erweiterte
Funktionalität von Notebooks zu nennen. Unter betriebswirtschaftlichen Aspekten
amortisieren sich die Mehrausgaben für Notebooks oft in Kürze, da Mitarbeiter
hierdurch effizienter und – durch Nutzung des Notebooks unterwegs oder zuhause – ggf.
auch länger arbeiten können. Allein aus Gründen der Emissions- oder auch
Verbrauchsreduktion ist die Anschaffung eines Notebooks jedoch nicht wirtschaftlich
realisierbar.
Wechselwirkungen von IuK mit anderen Anwendungen existieren nur hinsichtlich der
Raumwärmebereitstellung bei Endgeräten und ggf. der mechanischen Energie bei
Servern (Kühlung). Aufgrund der unbekannten Verteilung und räumlichen Dichte der
IuK-Geräte, lässt sich jedoch keine quantitative Aussage treffen, da für die Nutzbarkeit
von Wärmeeinträgen deren lokale Leistungsdichte von ausschlaggebender Bedeutung
ist.
Bezüglich der jährlichen Energieverbräuche von Raumwärmebereitstellung und IuK ist
des Weiteren anzumerken, dass diese etwa in einem Verhältnis von 20:1 stehen. Somit
würde selbst eine Halbierung des gesamten elektrischen Energieverbrauchs den
Heizenergiebedarf maximal im unteren einstelligen Prozent-Bereich tangieren, zumal
saisonal bedingt auch nicht alle Wärmeeinträge als innere Gewinne genutzt werden
können. Analog verhält sich die Situation bezüglich der Kühlung von Serverräumen.
Auch hier ist die Leistungsdichte ausschlaggebend für den tatsächlichen Kühlbedarf.
37
3.6 Hemmnisse
Bezüglich der allgemeinen Hemmnisse sei an dieser Stelle auf Kapitel 1.6.1 verwiesen.
Das größte Hemmnis für eine Emissionsverminderung durch Gerätetausch im IuKBereich stellt vermutlich deren Unwirtschaftlichkeit aufgrund des hohen Preisniveaus
der Geräte dar.
Hinzu kommt, dass der Energieverbrauch bisher noch kein primäres Entscheidungskriterium beim Kauf von IuK-Geräten war. Primäres Augenmerk wurde und wird auf
Rechenleistung, Betriebssicherheit, leichte Bedienbarkeit und den Preis des Produktes
gelegt.
Nicht zuletzt stellt im Rechnerbereich auch die Kompatibilität von Hard- und Software
unter Umständen einen begrenzenden Faktor dar.
Endgeräte
Im Bereich der Endgeräte könnte ein großes Potenzial durch Verminderung der
Leerlauf- und Scheinausverluste erreicht werden. Jedoch besteht seitens der
herstellenden Industrie noch kein breites Interesse an der Entwicklung und dem Einbau
von energiesparenden Komponenten (Kostendruck), wenn gleich seit kurzem hier und da
versucht wird, mit Aussagen über den Energieverbrauch der Geräte das zunehmende
ökologische Bewusstsein in der Bevölkerung anzusprechen. Hier kann und muss seitens
der herstellenden Industrie noch viel getan werden, um eine nennenswerte Reduktion
der CO2-Emissionen erreichen zu können. In diesem Kontext ist auch die Politik gefragt,
da hier eine grundlegende Überarbeitung der bestehenden Labels für Endgeräte und
eine Verschärfung der dort genannten Grenzwerte dringend erforderlich ist. Viele Labels
sehen noch Grenzwerte von bis zu 5 W im Standby-Betrieb vor. Von einigen Initiativen
werden bereits seit einiger Zeit Werte von unter einem Watt gefordert, was angesichts
der heute verfügbaren Technologien durchaus machbar erscheint.
Schon heute könnte ein Teil der Leerlaufverluste auch durch Änderung des
Nutzerverhaltens vermieden werden, jedoch wird das Personal in der Regel nicht mit
den Energiekosten konfrontiert, weshalb Unwissenheit und Bequemlichkeit meist einer
Reduktion der Verbräuche entgegenstehen.
Aber auch die Außenwirkung einiger Gräte kann einer Verbrauchsreduktion
entgegenwirken, wenn nicht sogar zu einem Mehrverbrauch führen, beispielsweise wenn
diese als Statussymbol fungieren. So kann es durchaus vorkommen, dass vollkommen
überdimensionierte (und entsprechend verbrauchsstarke) PCs oder Notebooks beschafft
werden, um sich bei Geschäftspartnern oder auch firmenintern entsprechend zu
präsentieren.
Server
Neben den allgemeinen Hemmnissen und den eingangs in diesem Kapitel aufgeführten
Aspekten stellt bei Servern oft auch mangelndes Kostenbewusstsein bzw. Unwissenheit
ein grundlegendes Hemmnis dar. Während auf den Kostenstellen der Rechenzentren oft
nur die Investitionen in Hard- und Software zu Buche schlagen, laufen die Folgekosten
38
für elektrische Energie zusammen mit den übrigen Verbräuchen im Gebäude als ein
Posten auf.
39
4
Beleuchtung
Im Jahr 2003 wurden im Sektor GHD ca. 94 PJ elektrische Energie für Beleuchtungszwecke verbraucht. Das entspricht gut 50 % der in Deutschland für Beleuchtung
aufgewendeten Elektrizität (ca. 188 PJ). Die Stromkosten für die Beleuchtung eines
Gewerbebetriebes können im Einzelfall mehr als 50 % aller Aufwendungen für den
Energiebezug ausmachen, im Handel sogar bis zu 75 %.
Für Beleuchtung werden in GHD vor allem Leuchtstofflampen eingesetzt. Diese zeichnen sich durch hohe Lichtausbeuten und lange Lebensdauern aus. Glühlampen sind
aufgrund der niedrigen Lebensdauern und der geringen Lichtausbeuten relativ kostenintensiv und für die meisten Bereiche im Sektor GHD daher wenig geeignet. Einsatz
finden Glüh- und Halogenlampen überwiegend im Rahmen von Effektbeleuchtung,
wobei in Verkaufsräumen des Handels fast ausschließlich Halogenlampen zur
Anwendung kommen, wohingegen im Hotel- und Gaststättenbereich neben diesen auch
Glühlampen anzutreffen sind. Über die Beleuchtungsanteile der einzelnen Systeme
liegen weder auf sektoraler noch auf Branchenebene gesicherte Daten vor, so dass an
dieser Stelle auf Abschätzungen aus Fachkreisen zurückgegriffen werden muss. Da der
Großteil des in Deutschland benötigten Lichtes (ca. 70 % /IRR 05/) durch
Leuchtstofflampen bereitgestellt wird, beschränken sich die Betrachtungen im
Folgenden auf diesen Beleuchtungsanteil.
In /IRR 05/ wird ein bundesweiter Bestand von 310 Mio. Leuchtstofflampen für das Jahr
1996 angegeben, von denen etwa 50 % in GHD installiert sind, was einem Bestand von
rund 156 Mio. Leuchtstofflampen entspricht.
Da seither ein Zuwachs im Gebäudebestand zu verzeichnen war, ist es notwendig, auch
die Lampenzahlen anzupassen. Die Gebäudeflächen in GHD haben zwischen 1995 und
2003 um ca. 9,2 % zugenommen. In erster Näherung soll angenommen werden, dass das
Verhältnis der in GHD eingesetzten Leuchtmittel während dieser Zeit unverändert
geblieben ist. Somit ergibt sich für 2003 ein hochgerechneter Bestand von 170 Mio.
Leuchtstofflampen in GHD. Eine vergleichbare Zahl folgt ebenfalls aus Berechnungen,
die parallel auf Basis einer FfE-internen Umfrage zu Beleuchtungsanteilen und
Betriebsdauern auf Branchenebene durchgeführt wurden. In diesem Kontext konnte
auch eine durchschnittliche gesamtsektorale Betriebsdauer von 2.000 h/a ermittelt
werden. Bezüglich der Leistung wird von 36 W je Lampe ausgegangen. Dies stellt einen
Mittelwert zwischen dem vielfältigen Angebot an Leuchtstofflampen kleiner Leistung
und den zur Beleuchtung großer Flächen oft eingesetzten 58 W Leuchtstofflampen dar.
Die verwendeten Leuchten werden in erster Linie nach der Art des Vorschaltgeräts (VG)
sowie nach der Lampenart unterschieden. Bezüglich der technischen Aspekte der
verschiedenen Vorschaltgeräte sei an dieser Stelle auf die Ausführungen im Sektor
Industrie verwiesen. Der Anteil der elektronischen Vorschaltgeräte (EVG) im Bestand
liegt in GHD nur bei etwa 15 % /IRR 05/. Der Rest wird mit konventionellen Vorschaltgeräten (KVG) betrieben, ausgenommen ein energetisch vernachlässigbar kleiner Anteil,
der mit verlustarmen Vorschaltgeräten (VVG) betrieben wird. Im Folgenden wird daher
40
davon ausgegangen, dass 85 % der Lampen – also etwa 144,5 Mio. Stück – mit KVG
betrieben werden. Unter diesen Annahmen ergibt sich für GHD jährlich ein elektrischer
Energieverbrauch von ca. 52 PJ aus dem Einsatz von Leuchtstofflampen.
Beleuchtungssysteme für den Einsatz von Leuchtstofflampen sind für hohe Laufzeiten
ausgelegt und weisen eine entsprechend lange Lebensdauer auf. Sofern kein äußerer
Einfluss der Leuchte ein frühes Ende beschert, limitiert spätestens die Lebensdauer des
Vorschaltgerätes auch die der gesamten Leuchte, da in der Praxis stets neue Lampen
eingesetzt werden, solange die Leuchte funktioniert. KVG weisen Lebensdauern von bis
zu 100.000 h auf, was bei einem durchschnittlichen Einsatz von 2.000 h/a zu einer
rechnerischen Lebensdauer von einem halben Jahrhundert führt. In der Praxis wird die
Beleuchtung jedoch meist früher außer Betrieb genommen, z.B. im Rahmen einer
Sanierung oder Nutzungsänderung oder beim Rückbau des Gebäudes, was zu einer
deutlichen Verkürzung der mittleren Lebensdauer führt. Für die Berechnung der
Altersstruktur wird daher eine durchschnittliche Lebensdauer von 30 Jahren
angenommen, welche Basis einer entsprechenden Weibull-Verteilung ist.
Eine Betrachtung von Leuchten ist aufgrund der Systemvielfalt sowie der mangelnden
Kenntnis der real existierenden Beleuchtungssituation und –aufgabe nicht auf
sektoraler Ebene möglich.
Somit beschränkt sich die Untersuchbarkeit dieses Anwendungsbereiches auf die
Lampen unter Berücksichtigung des jeweiligen Vorschaltgerätes. Es wird angenommen,
dass bei allen Leuchten das vorhandene KVG gegen ein entsprechendes EVG getauscht
werden kann. Im Gegensatz zu Einzelleuchten kommt bei Beleuchtungsanlagen hinzu,
dass meist mehrere Lampen von einem Vorschaltgerät versorgt werden, was einen
Austausch erleichtert. Der Einsatz elektronischer Vorschaltgeräte bewirkt eine
Erhöhung der Effizienz nicht nur durch die Reduzierung der Verluste im Vorschaltgerät,
sondern auch durch die Frequenzerhöhung der Wechselspannung (von Netzfrequenz auf
mehrere kHz), wodurch das Emissionsverhalten der Lampe um etwa 10 % verbessert
wird. Der hochfrequente Betrieb beseitigt zudem vollständig das Flimmern der
Leuchtstofflampen und verbessert somit zusätzlich die Beleuchtungssituation.
Für die betrachtete Maßnahme wird angenommen, dass bei den Arbeiten an den
Leuchten im Rahmen des Vorschaltgerätetausches auch gleich ein Lampenwechsel
vorgenommen wird. Hierbei werden die Bestandslampen mit 2-Bandenleuchtstoff
(2-BLL) durch 3-Bandenleuchtstofflampen (3-BLL) ersetzt. Neben einer erhöhten
Lichtausbeute weisen diese auch ein verbessertes spektrales Emissionsverhalten auf,
was sich positiv auf die Lichtqualität (Farbton, Farbwiedergabe) auswirkt und somit
eine zusätzliche Verbesserung der Beleuchtungssituation bewirkt.
Auch erhöht sich durch den Betrieb mit EVG die Lampenlebensdauer von 8.000 h auf
etwa 20.000 h.
4.1.3 Weitere Optionen und Entwicklungstrends
Neben der in Kapitel 4.1.2 beschriebenen Möglichkeit, den Energieverbrauch von
Beleuchtungssystemen zu reduzieren, bestehen viele weitere Optionen, deren Potenzial
und vor allem deren Verminderungskosten jedoch nicht genauer quantifiziert werden
Beleuchtung
können. Im Folgenden werden exemplarisch einige
CO2-Verminderung im Beleuchtungsbereich aufgezeigt.
41
weitere
Optionen
zur
Je nach Anwendungsgebiet werden unterschiedliche Anforderungen an die
Beleuchtungstechnik gestellt. Neben der Beleuchtungsstärke ist auch die
Farbwiedergabe ein entscheidendes Kriterium. Je ähnlicher die Emission einer Lampe
der Strahlungscharakteristik der Sonne im sichtbaren Spektralbereich ist, desto besser
ist die Farbwiedergabe des künstlichen Strahlers. Aus diesem Grund ist nicht jeder
Lampentyp für jede Beleuchtungsaufgabe geeignet.
Nach den Leuchtstofflampen stellt die Halogenbeleuchtung den häufigsten
Beleuchtungstyp dar. Die Lichtausbeute von konventionellen Halogenlampen liegt mit
ca. 20 lm/W um etwa Faktor vier unter jener von durchschnittlichen Leuchtstofflampen.
Jedoch werden die Strahlungseigenschaften von Halogenlampen oft in der
Akzentbeleuchtung benötigt bzw. bevorzugt. In den Bereichen, in denen keine
besonderen Anforderungen an die Lichtqualität gestellt werden, können Halogenstrahler
durch Leuchtstofflampen oder zumindest Kompaktleuchtstofflampen (Energiesparlampen) substituiert werden. Da seit einiger Zeit Energiesparlampen mit Reflektor und
passender Fassung für Hochvolt-Halogensysteme angeboten werden, kann ein Wechsel
oft unproblematisch und ohne Installationsaufwand erfolgen.
Kann nicht auf Halogenlampen verzichtet werden, lassen sich durch die Nutzung von
IRC-Halogenlampen (Infrared Reflective Coating) bis zu 30 % der elektrischen Energie
einsparen. Bei IRC-Halogenlampen wird auf dem Lampenkolben von außen eine
selektive Beschichtung (ähnlich der bei Wärmeschutzverglasung) aufgebracht, die im
infraroten Spektralbereich reflektiert und so einen Teil dieser Strahlung zurück auf die
Wendel wirft, jedoch den sichtbaren Anteil weitgehend passieren lässt. Hierdurch muss
weniger elektrische Energie zugeführt werden, um die Wendel auf der notwendigen
Temperatur zu halten /OSR 06/.
Eine viel versprechende Möglichkeit für die Zukunft sind auch Beleuchtungssysteme auf
Basis weißer LEDs. Diese werden vermutlich zunächst Optimierungspotenziale in der
Akzentbeleuchtung erschließen, da hier zum einen die Potenziale groß und zum anderen
meist kleine Bauformen gefragt sind. Weiße LEDs sind eine relativ neue Alternative im
Beleuchtungsbereich. Derzeit werden vereinzelt LED-Leuchtmittel mit Lichtausbeuten
von 80 bis 100 lm/W auf dem Markt angeboten, wobei aktuelle Laborwerte bereits höher
liegen. Mit einer signifikanten Marktdurchdringung kann aufgrund der derzeit noch
relativ hohen Kosten und noch bestehender technologischer Herausforderungen jedoch
erst in den nächsten Jahren gerechnet werden.
Auch die Verbesserung der Lichtführung in der Leuchte bietet Einsparpotenziale.
Hierbei gilt es, einen möglichst hohen Anteil des Lampenlichtstroms für die Beleuchtung
nutzbar zu machen, das heißt, die Absorption in der Leuchte zu minimieren. Moderne
Mikroprismenleuchten erreichen derzeit in Verbindung mit T5-Leuchtstofflampen
Leuchtennutzungsgrade von über 95 %. Spiegelrasterleuchten mit T8-Leuchtstofflampen
weisen dagegen Nutzungsgrade von lediglich 70 – 80 % auf, unverspiegelte Leuchten
liegen zum Teil auch deutlich darunter.
Ferner lässt sich Beleuchtungsenergiebedarf auch durch die Umsetzung von
Tageslichtkonzepten verringern. Aktive Nutzung von Tageslicht spart nicht nur Energie,
sondern steigert auch die Beleuchtungsqualität. Eine umfangreiche Tageslichtnutzung
setzt jedoch stets ein geeignetes Gebäude voraus.
42
Tageslichtgeregelte Dimmung, präsenzabhängige Regelung der Lichtsysteme und
bedarfsorientierte Beleuchtungskonzepte können zudem den Energieverbrauch auf ein
Minimum reduzieren.
Theoretisch und technisch wäre der Austausch aller in GHD installierten
2-Bandenleuchtstofflampen mit KVG durch 3-Bandenleuchtstofflampen mit EVG
denkbar. Somit ergibt sich das theoretische bzw. technische Potenzial aus dem
Lampenbestand des Jahres 2003. Die ausreichende Verfügbarkeit entsprechender
Lampen und EVG wird als gegeben vorausgesetzt.
4.3 Referenz
Die Referenz für die Berechnung der CO2-Verminderungspotenziale stellt der Fortbestand der Beleuchtungssituation aus 2003 dar.
Die Lebensdauer eines EVG beträgt etwa 50.000 h bzw. 25 Jahre. Dieser Zeitraum liegt
der Berechnung der Verminderungskosten als Maßnahmenlebensdauer zu Grunde. Das
Berechnungsergebnis ist folgend in Abbildung D-18 graphisch dargestellt.
0
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
1,4
-20
-40
-60
-80
-100
-120
-140
-160
-180
Abbildung D-18: CO2-Verminderungskosten für den Austausch von 2-BLL mit KVG
durch 3-BLL mit EVG über dem Verminderungspotenzial
Auffällig ist, dass KVG-betriebene Leuchten, unabhängig von ihrem Alter, stets
wirtschaftlich durch EVG-betriebene ersetzt werden können und dies bei
CO2-Verminderungskosten von -165 €/t bis -80 €/t. Bei diesem Ergebnis stellt sich
unweigerlich die Frage, warum das sektorale Potenzial von über 1,4 Mio. t/a nicht schon
lange ausgeschöpft wurde. Der mutmaßliche Hauptgrund dürfte in der monetären
Amortisationszeit der Maßnahme liegen, welche den Zeithorizont kurzfristiger
Unternehmensziele meist übersteigt (vgl. hierzu auch Kapitel 1.6.1). Hinzu kommt, dass
Beleuchtung
43
sekundäre Kosten (z.B. Umsatzeinbußen durch die Elektroarbeiten) in der Modellrechnung nicht berücksichtigt werden können. Aber auch auf die Hemmnisse aus dem
kognitiven Bereich sei an dieser Stelle verwiesen.
Eine Wechselwirkung mit anderen Maßnahmen oder Anwendungsbereichen tritt nur
dahin gehend auf, dass sich der Wärmeeintrag durch die Beleuchtung innerhalb der
beheizten Volumina auf die inneren Gewinne bzw. die Kühllasten auswirkt. Die
Auswirkung einer geänderten Beleuchtungssituation ist stark vom jeweiligen Gebäude
und dessen Nutzung abhängig, wodurch eine Quantifizierung auf sektoraler Ebene nicht
möglich ist.
4.6 Hemmnisse
Bezüglich der allgemeinen Hemmnisse sei an dieser Stelle auf Kapitel 1.6.1 verwiesen,
insbesondere auf die kognitiven Aspekte.
Licht dient in unserer Gesellschaft zu weit mehr, als nur zum Erhellen von Flächen. Es
schafft darüber hinaus Sicherheit und Behaglichkeit – ist aber auch Mittel zur
Gestaltung im Innen- und Außenbereich. Gerade das Spiel mit Licht ist im Bereich des
Handels von großer Bedeutung für die erfolgreiche Vermarktung der Ware. Hierbei
kommt Aspekten wie Beleuchtungsstärke und vor allem Farbton und Farbwiedergabe
besondere Bedeutung zu. Da jedes Leuchtmittel in Sachen Lichtqualität seine
spezifischen Vorzüge und Nachteile aufweist, ist eine beliebige Substitution nicht immer
möglich. Zu Gunsten der Lichtqualität treten Aspekte der Effizienz hier nahezu immer
in den Hintergrund, da die Wertschöpfung durch optimale Beleuchtung für gewöhnlich
größer eingeschätzt wird, als die energiebedingten Mehrkosten.
Ein weiterer Punkt findet sich gerade im Büro- und Verwaltungsbereich aber auch in
anderen Branchen (z.B. Lagerhallen). Hier werden Gebäude oftmals bezugsfertig
angemietet, wodurch der Mieter meist nur bedingt Einfluss auf die Ausführung der
installierten Beleuchtungstechnik hat. Selbst wenn die Beleuchtungsstärken den
jeweiligen Vorschriften genügen, so scheiden sich spätestens an der Effizienz der
Beleuchtung letztlich doch die Interessen von Mieter und Vermieter, da ineffiziente
Beleuchtungssysteme zum Teil deutlich geringere Investitionskosten aufweisen, jedoch
in der Folge zwangsläufig mit höheren Verbrauchskosten zu Buche schlagen. Diese
typische Mieter-Vermieter-Problematik führt in der Regel zu einer Beibehaltung des
Status quo und verhindert so den Einsatz effizienter Beleuchtungstechnik.
Gerade im Beleuchtungsbereich können aber auch ästhetische Aspekte für die
Entscheidungsfindung bei Planung und Ausführung ein dominanter Einflussfaktor sein,
der energetische Belange in den Hintergrund rückt. Dies betrifft überwiegend die Wahl
der Leuchte und deren Montage. Neben dem Neubaubereich, bei dem oft die
Selbstverwirklichung des Architekten oder auch Wünsche des Bauherrn zu energetisch
suboptimalen Ergebnissen führen, bietet auch die Sanierung des Gebäudebestandes
vielfältiges Potenzial für Fehlentscheidungen. Gerade bei solchen Sanierungen, bei
denen aus Kostengründen auf die Beschaffung eines neuen Beleuchtungssystems
44
verzichtet wird, kann durch geänderte Montage der bestehenden Leuchten im Rahmen
der Sanierung sogar eine Verschlechterung der Beleuchtungssituation herbeigeführt
werden. Als Beispiel seien an dieser Stelle Pendelleuchten genannt, die – tief
abgependelt (z.B. Rasterleuchte) – oft als altmodisch und störend betrachtet werden, was
in Bezug auf die meist veralteten Bauformen der Leuchten und einer möglichen
Alterung der Oberflächenmaterialien durchaus auch zutreffen mag. Dies liegt jedoch an
der Leuchte und nicht an deren Montage. Um eine kostenminimale Verbesserung des
Erscheinungsbildes herbei zu führen, werden diese gerne direkt an die Decke montiert,
um sie aus dem unmittelbaren Blickfeld möglichst gut zu entfernen. Dies führt bei
Leuchten mit indirektem Strahlungsanteil unweigerlich zu einer Verschlechterung des
Leuchtennutzungsgrades und der Helligkeitsverteilung im Raum durch den Wegfall des
indirekten Beleuchtungsanteils. Auch kommt es bei Rasterleuchten mit zunehmender
Montagehöhe unweigerlich zu erhöhter Reflexblendung und somit zu einer weiteren
Abnahme der Lichtqualität, da die Raster der Leuchte nur tief hängend eine
Reflexblendung unterbinden können.
Bezüglich einer Verminderung der beleuchtungsbedingten CO2-Emissionen durch
Absenkung der Beleuchtungsstärken legen Normen, Vorschriften und Gesetze an vielen
Stellen Mindestanforderungen hinsichtlich der Lichtqualität und hier insbesondere der
Beleuchtungsstärken fest und verhindern so die nahezu beliebige Reduktion des
Energieverbrauchs. In der Energie- und CO2-Verminderungsdiskussion werden diese
daher hin und wieder als Hemmnis angeführt, was bei alleiniger Fokussierung auf die
Reduktion des Verbrauchs auch zutreffend ist. Reflektiert man jedoch den Sinn von
„Beleuchtung“, so gelangt man unweigerlich zu der Erkenntnis, dass dies das Erhellen
von Räumen aus Gründen der Sicherheit und zum Erhalt der Gesundheit der sich dort
aufhaltenden Personen ist. Die diversen Regelwerke legen hierbei nur Mindeststandards
fest, um dies zu gewährleisten. Betrachtet man diese als Hemmnis für eine CO2Verminderung, so müsste man die Beleuchtung per se in Frage stellen, sofern die
genannten Standards nicht willkürlich festgelegt sind.
45
5
Zusammenfassung
Generell muss bei Potenzialen zwischen dem praktischen, dem wirtschaftlichen und dem
technischen Potenzial unterschieden werden. Hierbei stellt das technische Potenzial die
Obergrenze des Möglichen dar. Dieses reduziert sich bei Berücksichtigung monetärer
Aspekte auf das wirtschaftliche Potenzial, von welchem das praktische Potenzial durch
den Einfluss von Hemmnissen nach unten bzw. durch positiv verstärkende sekundäre
Effekte nach oben abweichen kann. Eine Übersicht über die Emissionen im Bestand und
die Potenziale der Maßnahmen findet sich in Tabelle D-13.
Tabelle D-13:
Zusammenfassung der untersuchen Maßnahmen und ihrer Potenziale
Potenzial
Emission
maximal
wirtschaftlich
Ist-Zustand
Raumwärme Dämmung
48
2
48
Biomasse
48
39
Gas Brennwert
13
7
IuK
CRT=>LCD
0,7
0,4
0
PC=>Notebook
1,4
0,7
Beleuchtung KVG=>EVG
8,1
1,4
1,4
Alle Werte in Mio. t/a
real
<2
ca. 6
<7
>0
< 1,4
Die größten Potenziale können im Raumwärmebereich erschlossen werden. Durch das
große wirtschaftliche Potenzial der Biomassenutzung ist es möglich, die praktischen
Potenziale von Biomasse- und Gas-Brennwertnutzung in erster Näherung zu addieren.
Dies zeigt deutlich, dass eine maximale CO2-Reduktion hier nur durch Diversifizierung
der Energieträger und nicht durch monovalente Versorgung möglich ist.
Das geringe Potenzial im Bereich des Wärmeschutzes muss im Kontext der gesetzten
Rahmenbedingungen – insbesondere der Energieträgerpreise – diskutiert werden. Durch
den flachen Verlauf der Verminderungskostenkurve im mittleren Bereich ist bereits mit
den aktuellen Energiepreisen in 2008 eine Vervielfachung des wirtschaftlichen
Potenzials zu verzeichnen, so dass hier bereits Einsparungen von schätzungsweise mehr
als 10 Mio. t jährlich wirtschaftlich erreicht werden können.
Im Anwendungsbereich Information und Kommunikation (IuK) besteht auf Grund der
hohen Investitionskosten in Relation zum Verbrauch kein wirtschaftliches
Verminderungspotenzial. Leistungsfähigkeit, Funktionalität und andere Aspekte als der
Energieverbrauch bestimmen hier maßgeblich die Kaufentscheidung. Energieeinsparungen können als Sekundäreffekte hier jedoch durchaus auftreten, wie die
fortschreitende Marktdurchdringung der LCD-Bildschirme verdeutlicht. Deshalb kann
hier von einem praktischen Potenzial ausgegangen werden, das das wirtschaftliche
übersteigt.
Bei der Beleuchtung können über 1,4 Mio. t wirtschaftlich eingespart werden, was etwa
10 % der beleuchtungsbedingten Emissionen entspricht. Der Einsatz von 3-Bandenleuchtstofflampen mit Austausch von KVG durch EVG ist in GHD, unabhängig vom
Alter der Beleuchtungsanlage, stets wirtschaftlich. Jedoch liegt das praktische Potenzial
aufgrund diverser Hemmnisse unterhalb des wirtschaftlichen Potenzials. Weitere
Potenziale finden sich im Bereich der Leuchten sowie bei Glüh- und Halogenlampen. Die
46
hier technisch erzielbaren Einsparungen können, abhängig von der gewählten
Maßnahme, das betrachtete Potenzial bei den Leuchtstofflampen übersteigen, jedoch ist
eine monetäre Bewertung auf sektoraler Ebene nicht möglich.
47
E
Der Haushaltssektor
Der Haushaltssektor deckt seinen Energiebedarf größtenteils in Form von Endenergie
aus dem Umwandlungssektor. Elektrische Energie und Fernwärme wird aus dem
Kraftwerkssektor geliefert. Fossile Energieträger wie Kohle, Öl und Gas stammen aus
dem Veredelungssektor. Obwohl auch biogene Energieträger wie Holz vor dem Einsatz
in Haushalten aufbereitet und damit veredelt werden, zählt die Produktion von Pellets,
Hackschnitzeln, Holzscheiten, Bioöl etc. nicht zwangsläufig zum Umwandlungssektor.
Die Bereitstellung dieser Energieträger erfolgt sowohl in den Sektoren Industrie und
GHD als auch in den Haushalten selbst.
Abbildung E-1 zeigt den Endenergieverbrauch für den Sektor „Haushalte“ nach Anwendungsarten im Jahr 2005. Der Bereich Raumwärme nimmt dabei mit ca. 75 % den
bei weitem größten Anteil ein. Daher sind in diesem Sektor die größten Einsparpotenziale zu erwarten.
mechanische
Energie
sonstige
8%
Prozesswärme
4%
Warmwasser
12%
Beleuchtung
2%
2719 PJ
Raumwärme
74%
Abbildung E-1:
Aufteilung des Endenergieverbrauchs auf die Anwendungsarten im
Sektor Haushalte für 2005
49
1
Heizsysteme
1.1 Situation und Maßnahme
Bei dieser Maßnahme wird die CO2-Verminderung sowohl durch Effizienzsteigerung als
auch durch die Substitution des Energieträgers erreicht.
Die Art und Effizienz der verwendeten Wärmeerzeugungstechnik beeinflusst die Verluste und Emissionen. In Deutschland ist eine Reihe von Kesseln in Betrieb, die ihre
geplante Lebensdauer bereits überschritten haben und den heutigen Ansprüchen nicht
mehr genügen. Durch die deutliche Verbesserung der Jahresnutzungsgrade kann auch
die Substitution von Systemen geringeren Alters wirtschaftlich sein.
Die Betrachtung berücksichtigt alle installierten Öl-, Gas- sowie Kohle-Kessel. Sie
werden durch moderne Heizsysteme mit dem aktuellen Stand der Technik (2003) ersetzt. Die Betrachtung konzentriert sich auf folgende Maßnahmen:
• Maßnahme 1: Austausch des Heizkesselbestandes durch Gas-Brennwertkessel
• Maßnahme 2: Austausch durch Holz-Pellet-Kessel
• Maßnahme 3: Austausch durch Wärmepumpen-Systeme
Hierbei ist festzustellen, dass Wärmepumpen grundsätzlich nur für den Einsatz in
Verbindung mit Niedertemperaturheizsystemen geeignet sind. Somit kommt die Umsetzung von Maßnahme 3 nur in Verbindung mit weiteren Maßnahmen oder bei entsprechendem Bestand in Betracht.
Eine Betrachtung des Austausches von elektrisch betriebenen Heizsystemen wurde aufgrund der notwendigen hohen Investitionsmaßnahmen nicht durchgeführt. Hierbei
fallen vor allem Investitionen bezüglich des gesamten Heizungssystems (Heizkörper,
Wärmetauscher usw.) in Wohneinheiten an. Ein Austausch von Fernwärmesystemen
wird aufgrund langfristiger Lieferverträge und Abnahmeverpflichtungen nicht vorgesehen.
Ein Austausch von bereits installierten Holzpelletkesseln wird nicht betrachtet, weil
kein zusätzliches CO2-Einsparpotenzial generierbar ist (da sie bereits nahezu CO2neutral sind). Die Verminderungskosten wären aufgrund der nicht erzielbaren CO2-Einsparung unendlich hoch.
Der Betrachtungszeitraum der Maßnahme erstreckt sich über die jeweilige Lebensdauer
der Heizkessel. Über diesen Zeitraum hinweg werden die Gesamtkosten und Gesamtemissionen von Referenz und Maßnahme miteinander verglichen und die jeweiligen
spezifischen CO2-Verminderungskosten ermittelt. Den Berechnungen liegen die in
Tabelle E-1 angegebenen Daten zugrunde. /unveröffentlichte interne Studie/
50
Der Haushaltssektor
Tabelle E-1:
Basisdaten der betrachteten Heizsysteme
Heizsystem
variable Kosten
in €/MWh
Brennstoffkosten,
Betriebsstoffe
fixe Kosten in
€/kWa
Wartungskosten,
Schornsteinfeger,
Instandhaltung
Investitionskosten
in €/kW
Laufzeit
in
Jahren
CO2Emissionen
in
g/kWh
Öl
57
99
780
25
310
Gas
62
67
710
25
242
Kohle
45
210
1.300
20
491
Holz/Torf
20
210
1.300
20
64
Strom
188
17
430
25
558
Fernwärme
65
47
430
25
309
Pellets
41
210
1.300
25
63
Wärmepumpe
130
100
1.590
25
566
Die Emissionen werden einerseits durch den geringeren Bedarf an Brennstoff aufgrund
der Nutzungsgraderhöhung und andererseits durch die Brennstoffsubstitution reduziert.
Bei einem theoretischen Tausch aller Heizkessel durch die CO2-ärmste Technologie und
Einsatz des umweltfreundlichsten Energieträgers ergibt sich das maximale theoretische
Potenzial.
Dieses Potenzial wird durch die eingeschränkte Verfügbarkeit eines einzelnen Brennstoffes und die begrenzten Produktionskapazitäten für eine spezielle Kesseltechnologie
reduziert. So wird in weiterer Folge der Kesseltausch in realistischem Rahmen entsprechend der obigen Beschreibung der Maßnahmen untersucht.
1.3 Referenz
Die Referenz ist der Heizkesselbestand in Deutschland des Jahres 2003, der bis zur
technisch notwendigen Erneuerung weiter betrieben wird. Der Heizkesselbestand wurde
auf Basis des Gebäudebestandes ermittelt.
1.3.1 Ermittlung des Gebäudebestandes
Die vorhandenen Werte in der Literatur beziehen sich zum einen auf Wohneinheiten,
zum anderen auf Wohngebäude. Somit ist es notwendig, diese Angaben auf eine einheitliche Bezugsgröße umzurechnen. Da sich die Berechnung des Heizsystembestandes aus
dem Gebäudebestand wesentlich flexibler gestalten lässt, wurden die Wohngebäudezahlen als Bezugsgröße gewählt. Die Ermittlung des Heizsystembestandes basiert somit
weitestgehend auf der Modellierung der Gebäudestruktur.
Aus den Statistiken des Statistischen Bundesamtes /STBF 03/ ergibt sich für die Anzahl
der Einfamilienhäuser (EFH) e zur Anzahl der Zweifamilienhäuser (ZFH) z ein Verhältnis von 3:1, also e = 3 z. Dieses Verhältnis wird für den gesamten Berechnungszeitraum
als konstant angenommen. Weiters ist für diesen Zeitraum die Anzahl der Wohnungen
Heizsysteme
51
je Mehrfamilienhaus (MFH) wm angegeben. Für die Jahre vor 1995 wird für wm der Wert
von 1995 angenommen.
Von /StBu 07/ sind Werte für den Wohnungs- und Gebäudebestand für den Zeitraum von
1950 bis 2005 vorhanden. Da für die Jahre bis 1958 die Bestandszahlen den Bereich des
Saarlandes nicht mit berücksichtigen, werden lediglich die Werte ab 1959 für die Auswertung herangezogen. Da bis 1993 keine gemeinsame Erhebung stattfand, werden die
Zahlen des früheren Bundesgebietes und die der neuen Länder (mit Berlin-Ost) addiert.
Ab dem Jahr 1994 kann auf eine gemeinsame Erhebung zurückgegriffen werden.
Aus den vorhandenen Zahlen für den Wohnungs- und Gebäudebestand wird die durchschnittliche Anzahl der Wohnungen pro Gebäude wg ermittelt. Unter Einbezug der
Annahme e = 3 z lässt sich für jedes Stützjahr die Anzahl der Mehrfamilienhäuser
(MFH) m wie folgt berechnen:
Anzahl der Gebäude: g
Anzahl der Wohnungen: w
e = 3⋅ z
e + 2 ⋅ z + wm ⋅ m = w
e+ z+m = g
m=
4⋅ w − 5⋅ g
4 ⋅ wm − 5
Abbildung E-2 zeigt die Entwicklung des Gebäudebestands in den Haushalten im
Zeitraum von 1950 bis 2003.
16
Anzahl Gebäude in Millionen
14
EFH
ZFH
MFH
12
10
8
6
4
2
19
5
19 0
5
19 2
5
19 4
5
19 6
5
19 8
6
19 0
6
19 2
64
19
6
19 6
6
19 8
7
19 0
7
19 2
7
19 4
7
19 6
7
19 8
8
19 0
8
19 2
8
19 4
8
19 6
8
19 8
9
19 0
9
19 2
9
19 4
9
19 6
9
20 8
0
20 0
02
0
Jahr
Abbildung E-2:
Gebäudebestandsentwicklung in Haushalten von 1950 bis 2003
Um dem Gebäudebestand eine Altersstruktur entnehmen zu können, ist die Kenntnis
über die Baujahre der einzelnen Gebäude von Bedeutung. Daher werden die ermittelten
Gebäudebestandsjahre auf jährliche Zubauraten zurückgerechnet. Dies erfolgt unter der
52
Der Haushaltssektor
Annahme, dass jährlich 0,051 % der Ein- und Zweifamilienhäuser sowie 0,067 % der
Mehrfamilienhäuser abgerissen werden. Das sind die durchschnittlichen Abrissraten
aus den Jahren 1992 bis 2003 /STBF 03/.
Durch die so ermittelten Zubauraten kann nun für beliebige Betrachtungszeitpunkte
eine Altersverteilung der Gebäude ermittelt werden.
1.3.2 Ermittlung des Heizsystembestandes
Ausgehend vom Gebäudebestand wird der Bestand der Heizsysteme ermittelt. Dies
erfolgt unter der Annahme, dass jedes Einfamilienhaus mit einem Heizsystem, jedes
Zweifamilienhaus mit zwei Heizsystemen sowie jedes Mehrfamilienhaus mit einem
Heizsystem ausgestattet ist.
Altersstruktur
Um auf die Altersstruktur der Heizsysteme schließen zu können, wird von einer vom
Alter abhängigen Sterblichkeit der Systeme ausgegangen. Für eine Lebensdaueranalyse
wird üblicherweise eine Weibull-Verteilung als charakteristisch angesehen:
f (t ) =
α ⎛t⎞
α −1
⋅⎜ ⎟
T ⎝T ⎠
⋅e
⎛t ⎞
−⎜ ⎟
⎝T ⎠
α
Als charakteristische Lebensdauer für Heizungsanlagen wurden nach /HTG 08/ 25 Jahre
angenommen. Für eine Standardabweichung bei der Gauß-Verteilung von 3 Jahren
ergibt sich für die Weibull-Verteilung eine Ausfallsteilheit von α=9. Die Survivorfunktion der überlebenden Anlagen ergibt sich danach aus dem Integral der Weibull-Verteilung zu:
S (t ) = 1 − F (t ) = e
⎛t ⎞
−⎜ ⎟
⎝T ⎠
α
In Abbildung E-3 sind die angesetzte Verteilungsfunktion und die zugehörige Stammfunktion graphisch dargestellt. Etwa 65 % der Anlagen fallen nach 25 Jahren aus.
Heizsysteme
53
22%
20%
100%
18%
16%
80%
12%
60%
10%
8%
40%
Ausfalllinie
Verteilung
14%
6%
4%
20%
2%
0%
0%
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33
Jahre
Abbildung E-3:
Weibull-Verteilung und Ausfalllinie für T=25a und α=9
Muss nun ein Heizsystem ersetzt werden, so verringert sich in der Modellierung der
Bestand im Baujahr des zu ersetzenden Heizsystems um eine Einheit; der Bestand im
Jahr des Simulationsjahres wird um eine Einheit erhöht.
Energieträgerspezifische Systemverteilung
Um auf die Verteilung der einzelnen Energieträger schließen zu können, wird die Verteilung der Zubauraten gebäudespezifisch festgelegt. Dabei wird bei Ein- und Zweifamilienhäusern (EZH) von der gleichen Verteilung auf die einzelnen Energieträger
ausgegangen. In Abbildung E-4 ist die Aufteilung der zugebauten Heizsysteme in Einund Zweifamilienhäusern (EZH) auf die verschiedenen Energieträger im Betrachtungszeitraum 1950 bis 2003 dargestellt. Abbildung E-5 zeigt die Verteilung der zugebauten
Heizsysteme in den Mehrfamilienhäusern (MFH). In beiden Abbildungen sind die
gleichen wesentlichen Trends bei der Energieversorgung zu erkennen. Gegen Ende der
50er, Anfang der 60er Jahre des letzten Jahrhunderts wurden überwiegend Ölheizungen
installiert, während immer weniger Kohleheizungen gebaut wurden. Während der
Ölkrise wurden Wohnungen statt mit Öl zunehmend mit Gas versorgt. Auch wurden
zunehmend Elektrospeicheröfen installiert. Der Trend zum Gas hält bis heute an.
Zusätzlich basieren immer mehr Heizsysteme auf Fern- und Nahwärme. Mit Biogas
versorgte Gasheizungen zählen bei dieser Betrachtung weiterhin als Gassystem.
54
Der Haushaltssektor
Kohle
Öl
Strom
Fern-/Nahwärme
regenerative Energien
Gas
100,0%
90,0%
80,0%
70,0%
60,0%
50,0%
19
19 50
19 53
5
19 6
5
19 9
6
19 2
6
19 5
6
19 8
71
19
7
19 4
77
19
8
19 0
83
19
8
19 6
89
19
92
19
95
40,0%
30,0%
20,0%
10,0%
0,0%
19
98
20
01
Jahr
Abbildung E-4:
Heizsystemverteilung EZH nach Energieträgern
Kohle
Strom
Öl
Fern-/Nahwärme
Gas
100,0%
90,0%
80,0%
70,0%
60,0%
50,0%
19
19 50
19 53
5
19 6
5
19 9
6
19 2
6
19 5
6
19 8
71
19
7
19 4
77
19
8
19 0
83
19
8
19 6
89
19
92
19
95
40,0%
20,0%
10,0%
0,0%
19
98
20
01
Jahr
30,0%
Abbildung E-5:
Heizsystemverteilung MFH nach Energieträgern
Bei der Modellierung des Heizsystembestandes zu einem Betrachtungszeitpunkt muss
auch das Auswechseln von Heizsystemen betrachtet werden. Dabei verändert sich zum
einen die Altersstruktur, zum anderen wird dadurch die Verteilung auf die einzelnen
Heizsysteme
55
Energieträger beeinflusst. Dies rührt daher, dass bei einem Tausch der Heizungsanlage
durchaus ein Wechsel zu einem anderen Heizsystem stattfinden kann. Daher wurden bei
der Modellierung des Heizsystembestandes Annahmen dafür getroffen, mit welcher
Wahrscheinlichkeit bei einem Tausch der Heizungsanlage ein Energieträgerwechsel
erfolgt. Die angenommenen systemspezifischen Wahrscheinlichkeiten sind in
Tabelle E-2 getrennt nach Gebäudetypen aufgeführt.
Tabelle E-2:
Systemspezifische Wahrscheinlichkeit für einen Energieträgerwechsel
Öl
Gas
Kohle
Regenerative
Energien
Strom
Fern- und
Nahwärme
EZH
MFH
EZH
MFH
EZH
MFH
EZH
MFH
EZH
MFH
EZH
MFH
70 %
70 %
90 %
90 %
5%
5%
20 %
20 %
30 %
30 %
100 %
100 %
Daraus lässt sich der Gesamtbestand der Heizsysteme bis zum Jahr 2003 ermitteln.
Abbildung E-6 zeigt den Verlauf für den Gesamtbestand der Heizkessel nach Energieträgern.
16
Anzahl Heizsysteme in Millionen
14
12
10
Strom
Fern-/Nahwärme
Kohle
Gas
Öl
8
6
4
2
19
00
19
05
19
10
19
15
19
20
19
25
19
30
19
35
19
40
19
45
19
50
19
55
19
60
19
65
19
70
19
75
19
80
19
85
19
90
19
95
20
00
0
Jahr
Abbildung E-6:
Gesamtbestand der Heizkessel von 1950 bis 2003
Als Nutzungsgrade für die Kessel werden die durchschnittlichen Nutzungsgrade der
einzelnen Baualtersklassen verwendet. Als Basisjahr wird daher immer die Mitte des
Zeitraums der Baualterklasse herangezogen (siehe Tabelle E-3).
56
Der Haushaltssektor
Tabelle E-3:
Basisjahr für die Nutzungsgrade in den jeweiligen Baualtersklassen
Baualtersklasse
Verwendetes Basisjahr
BA 1
1957
BA 2
1975
BA 3
1990
BA 4
2000
BA 5
2005
BA 6
2015
Abbildung E-7 stellt den Bestand der Heizkessel nach Baualtersklassen und verwendetem Energieträger dar.
Anzahl Heizungssysteme in Millionen
9
Sonstige
Fernwärme
Strom
Gas
Öl
Kohle
8
7
6
5
4
3
2
1
0
BA1: bis 1968
Abbildung E-7:
BA2: 19691983
BA3: 19841995
BA4: 19962001
BA5: 20022009
Beheizungsstruktur in deutschen Haushalten im Jahre 2003
Die Anzahl der Heizkessel in Baualtersklasse 1 (bis 1968) ist nahezu null, weil diese
alten Systeme, bis auf wenige Einzelfälle, bereits durch neue ersetzt wurden. Die BA 5
beschreibt den Zeitraum vom Jahr 2002 bis 2009. Für die Untersuchung sind in dieser
Baualtersklasse nur die Systeme der Jahre 2002 und 2003 erfasst (vgl. Abbildung E-7).
Aus der Anzahl der installierten Kessel, dem jeweiligen Nutzungsgrad und der mittleren
Kesselleistung lässt sich die gesamte installierte Leistung je Energieträger und Baualtersklasse ermitteln. Der Berechnung der eingesetzten Endenergiemenge werden
2.270 Volllaststunden pro Jahr zu Grunde gelegt.
Die Verteilung des Heizkesselbestands in Deutschland wird in Abbildung E-8 dargestellt. Der Bestand unterteilt sich in verschiedene Endenergieträger. Auffallend ist der
steigende Anteil an gasbefeuerten Kesseln.
Heizsysteme
57
900
Fern-/Nahwärme
800
Strom
Anzahl in Tsd
700
Kohle
Gas
600
Öl
500
400
300
200
100
20
03
20
01
19
99
19
97
19
95
19
93
19
91
19
89
19
87
19
85
19
83
19
81
19
79
19
77
19
75
0
Baujahr
Abbildung E-8:
Heizsystemverteilung nach Energieträgern im Jahre 2003
Die Verteilung wird folgendermaßen ermittelt: Auf Basis der statistischen Jahrbücher
/STBF 03/ wird ein Modell für die Verteilung des Heizkesselbestands erstellt und mittels
der /BVS 06/ plausibilisiert.
Leistungsspezifische Aufteilung
Die Heizlast bzw. Heizleistung wurde mit eine Wärmebedarfssimulation (/HTG 08/) für
das durchschnittliche Gebäude in Deutschland für jeden Gebäudetyp (EFH, ZFH, MFH)
ermittelt. Im Folgenden sind die Ergebnisse der Berechnung angegeben:
• Einfamilienhaus (EFH): 9 kW
• Zweifamilienhaus (ZFH): 18 kW
• Mehrfamilienhaus (MFH): 22 kW
Rund 20 % aller Gebäude sind Mehrfamilienhäuser, 80 % sind Ein- und Zweifamilienhäuser (EZH). Diese 80 % bestehen zu 25 % aus Zweifamilienhäusern und zu 75 % aus
Einfamilienhäusern. Aus dieser Verteilung ergibt sich eine mittlere Leistung von
13,4 kW je Heizkessel.
Kosten der Referenz
Bei der Betrachtung der Referenz werden zunächst die variablen Betriebskosten bis zum
nächsten regulären Austausch berechnet. Die variablen Betriebskosten sind vom Brennstoffverbrauch abhängig und damit vom Nutzungsgrad der Anlage. Nach dem Austausch
wird zur Berechnung der Betriebskosten der Nutzungsgrad des neuen Kessels herangezogen, was sich im Regelfall in geringeren jährlichen Betriebskosten niederschlägt.
Erfolgt während des Betrachtungszeitraums ein weiterer Austausch des Kessels, so wird
die Berechnung der Betriebskosten ab dem zweiten Austausch mit dem Nutzungsgrad
des neuesten Kessels durchgeführt. Neben den variablen Betriebskosten entstehen fixe
Betriebskosten, die lediglich vom verwendeten Energieträger abhängen. Sie beinhalten
Wartungskosten, Kosten für Schornsteinfeger und Instandsetzung etc. und bleiben
58
Der Haushaltssektor
während der gesamten Betrachtungsdauer gleich, unabhängig davon, ob ein neuerer
Kessel eingebaut wurde. Zusätzlich entstehen für jeden Kesseltausch Investitionskosten,
die ebenfalls vom verwendeten Energieträger abhängen.
Nach Ende des Betrachtungszeitraums verbleibt ein bestimmter Restwert des ausgetauschten Kessels. Zur Ermittlung des Restwerts werden die Investitionskosten für den
Kessel über seine Lebensdauer linear abgeschrieben.
Die Gesamtkosten ergeben sich aus der Summe aller im Betrachtungszeitraum angefallenen fixen und variablen Betriebskosten und den Investitionskosten abzüglich des
Restwerts des Kessels am Ende des Betrachtungszeitraums. Die Gesamtkosten werden
über den kompletten Betrachtungszeitraum auf den Beginn des Zeitraums diskontiert.
Diese Kosten entsprechen dem Betrag, der zu Beginn des Betrachtungszeitraums zur
Verfügung stehen müsste, um alle anfallenden Kosten während dem Betrachtungszeitraum abdecken zu können. (vgl. Kapitel Methodik)
Kosten der Maßnahme
Die Kostenbetrachtung der Maßnahme erfolgt ebenfalls zweigeteilt. Bis zum Zeitpunkt
der Maßnahme im ersten Jahr nach Beginn des Betrachtungszeitraums werden die
variablen und fixen Betriebskosten der Referenz zur Berechnung herangezogen. In der
Berechnung werden für die Dauer nach dem Kesseltausch, also ab dem ersten Jahr nach
Beginn des Betrachtungszeitraums, die variablen Betriebskosten der jeweiligen Maßnahme herangezogen. Auch die jährlichen fixen Betriebskosten werden dann entsprechend der jeweiligen Maßnahme in die Berechung miteinbezogen.
Weiter fallen Investitionskosten an, die je nach Maßnahme verschieden sind. Da der
Betrachtungszeitraum der Lebensdauer der Maßnahme entspricht, verbleibt am Ende
des Betrachtungszeitraums kein Restwert, der in der Kostenbetrachtung berücksichtigt
werden muss.
Die Gesamtkosten ergeben sich aus der Summe der variablen und fixen Betriebskosten
sowie der für die Maßnahme notwendigen Investitionskosten. Alle Kostenanteile werden
auf den Beginn des Zeitraums diskontiert.
Emissionen der Referenz
Zur Berechnung der Emissionen werden die jährlichen Emissionen der zu ersetzenden
Anlage im Jahr der Maßnahmendurchführung verwendet. Hintergrund dieser Überlegung ist die Tatsache, dass Emissionsminderungsziele – wie im Kyotoprotokoll festgelegt
bzw. in politischen Diskussionen debattiert – immer auf einen Referenzzeitpunkt und
damit auf die zu diesem Zeitpunkt installierten Systeme bezogen werden.
Zur Berechnung der Gesamtemissionen werden die jährlichen Emissionen der Referenz
auf die Dauer des Betrachtungszeitraums hochgerechnet.
CO2-Verminderungskosten
In der Abbildung E-9 sind die spezifischen und kumulierten CO2-Verminderungskosten
der Maßnahme 1 dargestellt. Der Austausch des Kesselbestandes durch GasBrennwertkessel stellt ein CO2-Verminderungspotenzial von insgesamt ca. 40 Mio. t/a
dar. Die Verminderungskosten liegen bei der Maßnahme zwischen ca. –19 €/t und unendlich (Austausch Gaskessel gegen Gaskessel). Der Hauptanteil des CO2-Einspar-
Heizsysteme
59
potenzials von ca. 37 Mio. t/a kann mit Kosten zwischen –19 €/t und 97 €/t erschlossen
werden.
Die geringsten Verminderungskosten weisen die älteren Baualtersklassen BA2 und BA3
auf. Ein Ersatz einer ineffizienten Kohle- oder Ölheizung durch eine moderne GasBrennwert-Heizung bringt relativ hohe CO2-Einsparungen und dementsprechend niedrige Verminderungskosten. Die höchsten Verminderungskosten weisen die jüngeren
Baualtersklassen (BA4 und BA5) auf. Eine moderne Ölheizung durch einen Gaskessel zu
ersetzen bringt relativ geringe Einsparungen an CO2.
Gas BA5
1.200
Gas BA4
1.000
800
600
400
Gas BA3
200
Gas BA2
Kohle BA2 Kohle BA3
0 Öl BA2
0
5
10
15
Kohle BA5
Öl BA4
Kohle BA4
Öl BA3
20
25
30
Öl BA5
35
40
45
-200
3.000
Gas BA5
2.500
Gas BA4
2.000
Gas BA3
Öl BA5
Öl BA4
1.500
Kohle BA5
Kohle BA4
Öl BA3
1.000
500
Gas BA2
Öl BA2 Kohle BA2
0
0
5
10
Kohle BA3
15
20
25
30
35
40
45
-500
Abbildung E-9:
Maßnahme 1 – Heizkesselaustausch durch Gas-Brennwertkessel
Die Abbildung E-10 zeigt die CO2-Verminderungskosten für Maßnahme 2. Mit der
Maßnahme 2 kann ein CO2-Einsparungspotenzial von ca. 130 Mio. t/a erzielt werden.
60
Der Haushaltssektor
Diese Maßnahme kostet zwischen 5 €/t und 25 €/t. Ein wirtschaftliches Potenzial konnte
nicht aufgezeigt werden. Die kumulierten Verminderungskosten betragen
ca. 2.000 Mio. €/a.
30
Gas BA2
25
Öl BA5
Öl BA4
20
Öl BA2
Öl BA3
15
Gas BA3
Gas BA5
Gas BA4
10
Kohle BA2
Kohle BA3
5
Kohle BA5
Kohle BA4
0
0
20
40
60
80
100
120
140
2.500
2.000
Gas BA2
Öl BA5
Öl BA4
1.500
Öl BA2
Öl BA3
1.000
Gas BA3
500
Gas BA5
Gas BA4
Kohle BA2
Kohle BA3
Kohle 0
BA5
Kohle BA4
0
20
40
60
80
100
120
140
Abbildung E-10: Maßnahme 2 – Heizkesselaustausch durch Holzpelletheizung
In Abbildung E-11 sind die Verminderungskosten für die Maßnahme 3 dargestellt.
Diese Maßnahme sieht den Austausch des Kesselbestandes durch Wärmepumpen vor
und mit ihr könnten CO2-Einsparungen von ca. 75 Mio. t/a erzielt werden. Die Maßnahme hat spezifische Verminderungskosten, die zwischen ca. 21 €/t und etwa 138 €/t
liegen. Die kumulierten Verminderungskosten betragen 6.000 €/a. Ein wirtschaftliches
Potenzial kann durch den Austausch des Kesselbestandes durch Wärmepumpen nicht
erreicht werden.
Heizsysteme
61
140
Gas BA5Gas BA4
Gas BA3 Gas BA2
120
100
80
Kohle BA5
Kohle BA4
Öl BA2
60
Öl BA5
Öl BA4
Öl BA3
Kohle BA3
40
Kohle BA2
20
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
7.000
Gas BA2
6.000
Gas BA3
5.000
Gas BA4
4.000
Gas BA5
Öl BA5
Öl BA4
3.000
Öl BA3
2.000
1.000
Kohle BA3
Kohle BA2
0
0
10
Kohle BA5
Kohle BA4
Öl BA2
20
30
40
50
60
70
80
Abbildung E-11: Maßnahme 3 – Heizkesselaustausch durch Wärmepumpe
1.5 Ableiten eines wirtschaftlichen Potenzials
Ein wirtschaftliches CO2-Einsparpotenzial von ca. 4 Mio. t/a konnte nur bei der Maßnahme 1, dem Wechsel zum Gas-Brennwertkessel, erreicht werden. 4 Mio. t CO2/a
werden durch Tausch aller bestehenden Öl-Kessel in der Baualtersklasse 2 eingespart
(in BA1, der ältesten Klasse, gibt es praktisch keine Kessel mehr). Die weiteren betrachteten Maßnahmen 2 (Austausch gegen Holzpellet-Kessel) und 3 (Austausch gegen
Wärmepumpen) weisen kein wirtschaftliches Potenzial auf (vgl. Abbildung E-10 und
Abbildung E-11).
62
Der Haushaltssektor
1.6 Fazit und Abschätzung eines praktischen Potenzials
Es gibt viele Gründe, weshalb die Verbraucher den Heizkesseltausch hinauszögern.
Heizkessel werden in der Regel erst am Ende ihrer Lebensdauer getauscht, da vielfach
immer noch die Meinung vorherrscht, dass es in jedem Fall rentabler ist, den alten
Kessel weiter einzusetzen. Anders als beispielsweise beim Auto nimmt der Verbraucher
die Alterung des Heizkessels nicht unmittelbar wahr und sieht dementsprechend keinen
Handlungsbedarf.
Ein weiterer Grund ist, dass Vermieter die Kosten nicht direkt den Mietern aufrechnen
dürfen, deshalb den bestehenden Heizkessel mitsamt seinen höheren Brennstoffkosten
weiter betreiben und die jährlichen Heizkostenerhöhungen direkt an die Mieter
weitergeben.
Das praktische sowie das wirtschaftliche Potenzial werden stark von den Endenergiepreisen bestimmt. Durch den Anstieg der konventionellen Energiepreise wird der
Wechsel zu regenerativen Energieträgern aber zunehmend rentabler.
Das wirtschaftliche Potenzial ist zwar sehr gering, aber es kann ein erhebliches Potenzial zu relativ geringen Kosten erschlossen werden. Bei der Maßnahme 2 (Tausch aller
Heizkessel durch Holzpellet-Kessel) ergibt sich ein Gesamtpotenzial von
130 Mio. t CO2/a, das mit Kosten von weniger als 30 €/t erschlossen werden kann (vgl.
Abbildung E-10).
63
2
Austausch der Heiz- und Zirkulationspumpen
Eine Studie (vgl. Fehler! Verweisquelle konnte nicht gefunden werden.) hat
ergeben, dass in etwa 95 % der Einfamilienhäuser überdimensionierte Pumpen
installiert sind, von denen ungefähr die Hälfte ihre Lebensdauer von 10-15 Jahren
überschritten hat. Die untersuchten Mehrfamilienhäuser wiesen in 70 % der Fälle
überdimensionierte Pumpen auf. Die Betriebsdauer der Pumpe überstieg in 50 % der
EFH und in 40 % der MFH die Zeit der Heizperiode, was bedeutet, dass die Pumpen
ganzjährig in Betrieb sind. Hieraus würden sich bei der konsequenten Umsetzung der
empfohlenen Maßnahmen bereits in den kommenden Jahren erhebliche Einsparungen
ergeben.
Bei dieser Betrachtung werden ausschließlich Heizkreis- und Zirkulationspumpen
berücksichtigt. Die ebenfalls in Haushalten eingesetzten Boilerladepumpen werden auf
Grund der vergleichsweise geringen Betriebszeiten von etwa 400 bis 800 h/a und der
daraus resultierenden geringen Energieaufnahme nicht betrachtet.
In Tabelle E-4 sind die Ergebnisse unterschiedlicher Studien zur Überdimensionierung
des aktuellen Pumpenbestandes angegeben. Für diese Untersuchung wird mit folgenden
Durchschnittswerten gerechnet: EFH = 3 und MFH = 2,8.
Tabelle E-4:
Überdimensionierung des Pumpenbestandes
Überdimensionierung des Pumpenbestandes
EFH
MFH
Faktor der
Überdimensionierung
Faktor der
Überdimensionierung
BA für
Energiewirtschaft
/BEW 96/
Bach H.
/BAH 92/
Jagnow K.
/JAK 04/
Impulsprogramm
Hessen
/IPH 96/
3
2,7
3,3
2,7
3
2,4
2,3
3,4
Einsparungen lassen sich grundsätzlich durch zwei Maßnahmen erzielen:
•
•
optimale Dimensionierung
Umstieg auf effizientere Pumpen
In Tabelle E-5 und Tabelle E-6 ist der Leistungsbedarf pro Heizkreis- und Zirkulationspumpe in EFH und MFH dargestellt. Es werden jeweils drei Situationen unterschieden.
1. Referenz mit herkömmlichen AC-Pumpen.
64
Der Haushaltssektor
2. Optimale Auslegung der Pumpen auf den tatsächlichen Bedarf, es werden
wiederum herkömmliche AC-Pumpen genutzt.
3. Die optimal ausgelegten AC-Pumpen werden durch effizientere EC-Pumpen ersetzt.
EC-Motoren verfügen, im Gegensatz zu AC-Motoren, über eine elektronische Ansteuerung (Kommutierung).
Tabelle E-5:
Pumpentausch EFH
Pumpentausch EFH
Referenz (AC)
angepasst (AC)
effizient (EC)
Leistung
Heizkreispumpe
in W
Wirkungsgrad
Leistung
Zirkulationspumpe
in W
Wirkungsgrad
75
25
13
55%
33%
62%
50
17
9
40%
31%
60%
Im Durchschnitt weisen Heizkreispumpen in EFH einen Leistungsbedarf von 75 W auf.
Da deren Leistung in der Regel etwa um das Dreifache zu hoch ist, ergibt die optimale
Auslegung einen Leistungsbedarf von 25 W (vgl. /WKU 05/). Pumpen mit AC-Motoren im
Leistungsbereich von 25 W besitzen einen Wirkungsgrad von ca. 33 %. Dieselbe Arbeit
kann mit effizienten EC-Pumpen mit der Leistung von ca. 13 W und einem Wirkungsgrad von ca. 62 % verrichtet werden. Analog dazu lässt sich die Leistung der
Zirkulationspumpen von 50 W auf 9 W reduzieren.
Tabelle E-6:
Pumpentausch MFH
Pumpentausch MFH
Referenz (AC)
angepasst (AC)
effizient (EC)
Leistung
Heizkreispumpe
in W
Wirkungsgrad
Leistung
Zirkulationspumpe
in W
Wirkungsgrad
59
26
14
43%
33%
62%
117
50,9
30,8
52%
40%
66%
In MFH kann die Leistung von Heizkreispumpen von 59 auf beinahe 14 W, bei
Zirkulationspumpen von 117 auf etwa 31 W gesenkt werden (vgl. /BIN 01/).
Aufgrund des Anteils an überdimensionierten und ganzjährig betriebenen Pumpen
ergeben sich vier Betrachtungsfälle:
•
•
•
•
7.300 h/a (Dauerbetrieb)
5.500 h/a (nur Betrieb während der Heizperiode)
überdimensionierte Pumpen
optimal dimensionierte Pumpen
65
In Tabelle E-7 ist die Ermittlung des CO2-Einsparpotenzials pro Heizkreispumpe im
EFH angegeben. Die größten Energieeinsparungen von etwa 470 kWh/a ergeben sich
beim Tausch einer in Dauerbetrieb (7.300 h/a) laufenden, überdimensionierten Pumpe
(AC) gegen eine nur während der Heizperiode (5.500 h/a) laufende, optimal dimensionierte effiziente EC-Pumpe.
Neben den überdimensionierten Pumpen werden auch angepasste Pumpen ausgetauscht. Die überdimensionierten Pumpen werden durch Pumpen mit höherem Wirkungsgrad (geringerem Leistungsbedarf) ausgetauscht. Des Weiteren werden die überdimensionierten Pumpen auf eine Betriebszeit von 5.500 h/a angepasst. Der Austausch
der angepassten (optimal dimensionierten) Pumpen erfolgt mit Pumpen höheren Wirkungsgrades (EC-Pumpen): Die jährlichen Einsparungen an elektrischer Energie variieren je nach Ausgangssituation zwischen ca. 60 und etwa 470 kWh/a, woraus finanzielle
Einsparungen von etwa 11 bis 80 €/a resultieren. Die CO2-Einsparungen liegen zwischen
38 und 278 kg/a.
Tabelle E-7:
Energieverbrauch & –Einsparung Heizkreispumpe EFH
Energieverbrauch & Energieeinsparung Heizkreispumpe EFH
Leistung pro Pumpe
Referenz(AC) (überdimensioniert)
angepasst (AC) (optimal dimensioniert)
effizient (EC)
Investitionskosten
W
W
W
75
25
13
Energiebedarf
Referenz (AC)
angepasst (AC)
Referenz (AC)
angepasst (AC)
effizient (EC)
7.300 h/a
7.300 h/a
5.500 h/a
5.500 h/a
5.500 h/a
€
€
€
181
145
274
Betriebskosten
kWh/a
kWh/a
kWh/a
kWh/a
kWh/a
548
183
413
138
73
CO2-Emissionen
€/a
€/a
€/a
€/a
€/a
92,3
30,8
69,5
23,2
12,3
kg/a
kg/a
kg/a
kg/a
kg/a
320
107
241
80
43
Energieeinsparung pro Pumpe
effizient (EC) bei 5.500 h/a zu
Referenz (AC) bei 7.300 h/a
angepasst (AC) bei 7.300 h/a
kWh/a
474
€/a
80,0
kg/a
278
kWh/a
109
€/a
18,4
kg/a
64
kWh/a
339
€/a
57,2
kg/a
199
kWh/a
64
€/a
10,8
kg/a
38
In Tabelle E-8 wird die Ermittlung des CO2-Einsparpotenzials der Zirkulationspumpen
in EFH angegeben. Diese Pumpen werden, bei einer Laufzeit von 16 h/d (vgl. /JAK 04/),
jährlich 5.840 Stunden betrieben. Die Maßnahme effizient (EC) wird mit der Referenz
(überdimensionierte Pumpe) bzw. einer optimal dimensionierten Pumpe verglichen.
66
Der Haushaltssektor
Die Energieeinsparungen liegen, trotz der längeren Betriebsdauer, unter jenen der
Heizkreispumpen. Jedoch kann der Bedarf an elektrischer Energie durch einen Pumpentausch um bis zu gut 240 kWh/a je Pumpe verringert werden. Zusätzlich haben effiziente
Pumpen mit geringen Leistungsanforderungen meist einen geringeren Anschaffungspreis als die Referenz, wodurch in Kombination zu den Einsparungen bei den Betriebskosten wirtschaftliche Vorteile entstehen. Im Hinblick auf Emissionseinsparungen lässt
sich durch die effiziente Alternative eine Reduzierung um etwa 140 kg/a je Pumpe
erzielen.
Tabelle E-8:
Energieverbrauch & –einsparung Zirkulationspumpe EFH
Energieverbrauch & Energieeinsparung Zirkulationspumpe EFH
Betriebsdauer
5.840
h/a
Leistung pro Pumpe
Referenz (AC)
angepasst (AC)
effizient (EC)
Investitionskosten
50
17
8,6
W
W
W
Energiebedarf
Referenz (AC)
angepasst (AC)
effizient (EC)
292
97
49
kWh/a
kWh/a
kWh/a
168
144
104
€
€
€
Betriebskosten
CO2Emissionen
49,2
16,4
8,3
€/a
€/a
€/a
171
57
29
kg/a
kg/a
kg/a
40,7
7,9
€/a
€/a
141
28
kg/a
kg/a
Energieeinsparung pro Pumpe
effizient (EC) bei 5.840 h/a zu Referenz (AC)
effizient (EC) bei 5.840 h/a zu angepasst (AC)
242
47
kWh/a
kWh/a
In Tabelle E-9 ist, analog zum EFH (vgl. Tabelle E-7), die Ermittlung des CO2-Einsparpotenzials von Heizkreispumpen im MFH angegeben.
Tabelle E-9:
67
Energieverbrauch & –einsparung Heizkreispumpe MFH
Energieverbrauch & Energieeinsparung Heizkreispumpe MFH
Leistung pro Pumpe
Referenz
Maßnahme
Investitionskosten
59
26
14
W
W
W
Energiebedarf
Betriebsdauer 7.300 h/a
Referenz 1
optimale Dimensionierung 1
Betriebsdauer 5.500 h/a
Referenz 2
optimale Dimensionierung 2
Maßnahme
155
145
274
€
€
€
Betriebskosten
CO2Emissionen
428
186
kWh/a
kWh/a
72,2
31,4
€/a
€/a
251
109
kg/a
kg/a
323
140
75
kWh/a
kWh/a
kWh/a
54,4
23,6
12,6
€/a
€/a
€/a
189
82
44
kg/a
kg/a
kg/a
Differenz
354
kWh/a
59,6
€/a
207
kg/a
112
kWh/a
18,8
€/a
65
kg/a
248
kWh/a
41,8
€/a
145
kg/a
66
kWh/a
11,1
€/a
38
kg/a
Bei den Heizkreispumpen im MFH erfolgt wiederum die Einteilung nach der Betriebsdauer. Die Werte beziehen sich jeweils auf eine Pumpe, in MFH werden durchschnittlich
drei Pumpen eingesetzt. Bei einem Austausch von Heizkreispumpen können demnach
bis zu 1.062 kWh/a an elektrischer Energie eingespart werden. Dies entspricht einer
CO2-Verminderung von etwa 620 kg/a.
Tabelle E-10 stellt die Ermittlung des Einsparpotenzials bei den Zirkulationspumpen
im MFH dar.
Die Laufzeit der Zirkulationspumpen im MFH entspricht jener der ganzjährig betriebenen Heizkreispumpen. Es können knapp 630 kWh/a eingespart werden, woraus eine
jährliche CO2-Einsparung von fast 370 kg resultiert. Recherchen haben ergeben, dass
bereits die Investitionskosten der Maßnahme etwa 50 € unter jenen der Referenz liegen.
In Anbetracht der zusätzlichen jährlichen Minderkosten während des Betriebs von mehr
als 100 €, erweist sich ein Umstieg neben den ökologischen Vorteilen auch aus wirtschaftlicher Sicht als sinnvoll.
68
Der Haushaltssektor
Tabelle E-10:
Energieverbrauch & -einsparung Zirkulationspumpe MFH
Energieverbrauch & Energieeinsparung Zirkulationspumpe MFH
Betriebsdauer
7.300
h/a
Leistung pro Pumpe
Investitionskosten
Referenz
Maßnahme
117
51
31
W
W
W
854
371
229
€
€
€
Betriebskosten
CO2Emissionen
kWh/a
kWh/a
kWh/a
144,0
62,6
38,7
€/a
€/a
€/a
500
217
134
kg/a
kg/a
kg/a
kWh/a
kWh/a
106,0
24,7
€/a
€/a
368
86
kg/a
kg/a
Energiebedarf
Referenz
Maßnahme
200
168
156
Differenz
effizient (EC) bei 5.840 h/a zu Referenz (AC)
effizient (EC) bei 5.840 h/a zu angepasst (AC)
629
146
Tabelle E-11 stellt die gesamten energetischen Einsparungen in EFH und MFH dar.
Die Ergebnisse der vorangegangenen Tabellen werden auf den Gesamtbestand an
Gebäuden bezogen. Bei den EFH wird dabei davon ausgegangen, dass jeweils eine
Umwälz- und Zirkulationspumpe installiert ist. In MFH hingegen wird von drei Umwälzpumpen und einer Zirkulationspumpe ausgegangen. Hieraus ergibt sich für die
verschiedenen Pumpen-Technologien eine Gesamtanzahl von jeweils ca. 13,5 Mio.
Umwälz- und Zirkulationspumpen im EFH. Im MFH liegt die Zahl der Umwälzpumpen
demzufolge bei knapp über 9 Mio., die Menge der Zirkulationspumpen liegt bei etwa
3 Millionen. Durch den Umstieg auf effiziente Pumpen können ca. 42 PJ/a an Energie
eingespart werden, was einer Reduktion von ca. 78 % im Vergleich zur Referenz
(ca. 53 PJ) entspricht. Die größten Einsparungen lassen sich mit fast 19 PJ bei den
Heizkreispumpen und 11 PJ bei den Zirkulationspumpen im EFH erzielen, was einer
Reduktion um 72 % entspricht.
Tabelle E-11:
69
Einsparung an elektrischer Energie
Energieeinsparung durch Pumpentausch
Anzahl
Energieeinsparung
in PJ/a
474
6.380.000
10,89
339
6.380.000
7,79
109
336.000
0,13
64
336.000
13.432.000
0,08
18,90
12.761.000
672.000
13.432. 000
11,10
0,11
11,21
Energieeinsparung
in kWh/a
EFH
Heizkreispumpen
Gesamt
Zirkulationspumpe
242
47
effizient zu Referenz (AC)
effizient zu angepasst (AC)
Gesamt
Gesamteinsparung
(Heizkreispumpen+Zirkulationspumpen)
30,12
MFH
Heizkreispumpen
Gesamt
356
2.536.000
3,25
112
3.804.000
1,54
249
1.359.000
1,22
66
1.359.000
9.058.000
0,32
6,33
2.113.000
906.000
3.019.000
4,79
0,48
5,26
Zirkulationspumpe
629
146
Gesamt
Gesamteinsparung
(Heizkreispumpen+Zirkulationspumpen)
Gesamteinsparungen Haushalte
11,59
41,70
Aus Tabelle E-11 folgen direkt die in Tabelle E-12 angeführten Werte für die CO2Einsparung, die durch einen Austausch des Pumpenbestandes erreichbar wären.
70
Der Haushaltssektor
Tabelle E-12:
CO2-Einsparung durch Pumpentausch
CO2-Einsparung durch Pumpentausch
Emissionseinsparung
in kg/a
EFH
Heizkreispumpen
278
effizient (EC) bei 5.500 h/a
zu Referenz (AC) bei 5.500 h/a
199
64
38
Gesamt
Zirkulationspumpe
141
28
Gesamt
Gesamtemissionseinsparung EFH
Anzahl
Emissionseinsparung
in Mio. t/a
6.380.000
1,77
6.380.000
1,27
336.000
0,02
336.000
13.432.000
0,01
3,07
12.761.000
672.000
13.432.000
1,80
0,02
1,82
4,90
2.536.000
0,53
3.804.000
0,25
1.359.000
0,20
1.359.000
9.058.000
0,05
1,03
2.113.529
906.000
3.019.000
0,78
0,08
0,86
1,88
MFH
Heizkreispumpen
208
66
zu angepasst (AC) bei 7.300 h/a
146
zu angepasst (AC) bei 5.500 h/a
39
Gesamt
Zirkulationspumpe
368
86
Gesamt
Gesamtemissionseinsparung MFH
Gesamteinsparungen im Haushalt
6,78
In Summe ergibt sich eine Emissionseinsparung von knapp 7 Mio. t CO2/a. Mit etwa
72 % kann der Großteil der Reduktionen im EFH erzielt werden, hierbei sind mit über
3 Mio. t CO2/a insbesondere die Heizkreispumpen im EFH zu nennen.
71
Dezentrale Pumpen
Für gewöhnlich werden zur Deckung des Wärmebedarfs Heizkreissysteme mit zentraler
Umwälzpumpe eingesetzt. Eine Alternative ist der Einsatz dezentraler Pumpen.
Anstelle einer leistungsstarken zentralen Pumpe werden, an jedem Heizkörper, kompakte Kleinpumpen mit einer durchschnittlichen Leistung von etwa 1 W montiert (vgl.
/BIN 06/). Die Analyse der Energieverbrauchswerte eines Versuchsgebäudes hat ergeben, dass durch die Nutzung dezentraler Pumpen sowohl der elektrische als auch der
thermische Energieverbrauch gesenkt werden können.
Um bei einer herkömmlichen Heizung eine gleichmäßige Durchströmung aller Heizkörper sicherstellen zu können, muss das Verteilsystem einem hydraulischen Abgleich
unterzogen werden. Die Drosselventile an den Heizkörpern werden so eingestellt, dass
jeder Heizkörper den gleichen Widerstand aufweist. Folglich erhöht sich der Gesamtwiderstand des Heizsystems, wodurch im Gegenzug leistungsfähigere Pumpen benötigt
werden. Ohne diesen Anstieg des Widerstandes wäre nur etwa die halbe Pumpenleistung notwendig. In vielen Gebäuden des Bestandes wurde dieser hydraulische Abgleich
jedoch vernachlässigt. Zur Kompensation werden in solchen Fällen zumeist mehrfach
überdimensionierte Pumpen eingesetzt. Somit steigert sich der Elektrizitätsbedarf
zusätzlich.
Die dezentralen Pumpen sind mit EC (elektronisch kommutierten) Synchronmotoren
ausgestattet. Ihr Erscheinungsbild ähnelt in Größe und Form einem Thermostatventil.
Da die Wärmeleistung direkt an der Pumpe des Heizkörpers reguliert werden kann, ist
die gleichmäßige Verteilung der thermischen Energie auch ohne einen hydraulischen
Abgleich möglich.
Untersuchungen zeigen, dass dezentrale Pumpen die Raumtemperatur besser regeln als
herkömmliche Systeme mit Thermostatventilen. In Folge instabilen Verhaltens von
Thermostatventilen kommt es zu großen Temperaturschwankungen, wohingegen die
Regelung mit dezentralen Pumpen über eine hohe Stabilität und gute Reaktionszeit
verfügt. Die Behaglichkeit wird somit gesteigert und das Raumklima verbessert.
Aufgrund der hohen Regelgüte, den geringeren Verteilungsverlusten und der besseren
Anpassung der Wärmeverteilung an den tatsächlichen Bedarf können Einsparungen von
bis zu 20 % an thermischer Energie erreicht werden.
In Tabelle E-13 wird der Energiebedarf pro Zimmer bzw. pro Haushalt, der durch die
Nutzung dezentraler Heizungspumpen entsteht, dargestellt. Es wird angenommen, dass
in sämtlichen Zimmern außer im Flur, Treppenhaus, WC und Keller, ein Heizkörper
installiert ist. Die Betriebsdauer eines häufig genutzten Zimmers wird /BIN 06/ entnommen. Neben dem Wohnzimmer weisen auch das Esszimmer sowie die Kinderzimmer
eine hohe Nutzungsdauer auf, weshalb für diese Pumpen die Betriebsdauer des Wohnzimmers übernommen wird. Die Pumpe in der Küche besitzt, aufgrund der geringen
Aufenthaltsdauer und der durch die Küchengeräte produzierten Abwärme, die geringste
Betriebsdauer. Die Betriebsdauer im Hobbyraum/Büro ist an Wochenenden doppelt so
hoch wie an Werktagen, da dieses meist nur in der Freizeit genutzt wird. Im Bad und
Schlafzimmer wird eine Pumpenbetriebsdauer von 3 bzw. 5 Stunden pro Tag angenommen. Die höheren Werte an den Wochenenden resultieren aus dem Wegfall der Arbeitszeit und der daraus resultierenden vermehrten Freizeit.
72
Der Haushaltssektor
Tabelle E-13:
Energiebedarf dezentraler Pumpen je HH
Energiebedarf dezentraler Pumpen je HH
Zimmer
Anzahl
Pumpen
Betriebsdauer
(Werktag)
in h/Tag
Wohnzimmer
Esszimmer
Küche
Kinderzimmer 1
Kinderzimmer 2
Hobbyraum
Flur
Treppenhaus
Bad
WC
Schlafzimmer
Keller
1
1
1
1
1
1
0
0
1
0
1
0
10
10
2
10
10
3
0
0
3
0
3
0
Betriebsdauer
(Wochenende)
in h/Tag
18
18
2
18
18
6
0
0
5
0
5
0
Summe
(Gesamt)
8
64
Summe
(Durchschnitt)
6
51
Durchschnittliche
Betriebsdauer
in h/Tag
Durchschnittliche
Betriebsdauer
in h/a
Energiebedarf
in kWh/a
12
12
2
12
12
4
0
0
4
0
4
0
3.317
3.317
540
3.317
3.317
1.041
0
0
964
0
964
0
3,3
3,3
0,5
3,3
3,3
1,0
0,0
0,0
1,0
0,0
1,0
0,0
111
77
20.906
16,8
87
61
16.547
12,4
In Summe ergibt sich ein Energiebedarf pro HH von 16,8 kWh/a. Die „Summe (Durchschnitt)“gibt die Werte eines mittleren Haushaltes an. Der durchschnittliche Haushalt
weist neben den obligatorischen Räumen (Küche, Flur, Treppenhaus, Bad, WC und
Keller) vier weitere Zimmer auf. Hierzu gehören Wohnzimmer, Esszimmer, Kinderzimmer 1 und Schlafzimmer. Die Räume Kinderzimmer 2 und Hobbyraum werden in einem
mittleren Haushalt nicht betrachtet, wodurch sich ein Energiebedarf von 12,4 kWh/a
ergibt.
In Tabelle E-14 wird der Energiebedarf dezentraler Pumpen in allen Haushalten
angegeben. Zudem werden diese Verbrauchswerte anhand der Referenz und der Maßnahme mit jenen des derzeitigen Ist-Zustands bzw. der derzeit sparsamsten Variante
verglichen. Anhand der absoluten Anzahl der jeweiligen Zimmer kann der Energiebedarf
der dezentralen Pumpen ermittelt werden. Dieser wird wiederum in „Summe (Gesamt)“
und „Summe (Durchschnitt)“ unterteilt (vgl. Tabelle E-13). Die Referenz von Heizkreispumpen in Haushalten hat einen Energiebedarf von ca. 32 PJ/a.
Durch die Nutzung dezentraler Pumpen könnte der Energiebedarf auf ca. 1,4 PJ bzw.
um 96 % gegenüber der Referenz von 32 PJ gesenkt werden.
Tabelle E-14:
73
Energiebedarf dezentraler Pumpen
Energiebedarf dezentraler Pumpen
Zimmer
Anzahl
in Mio.
Wohnzimmer
Esszimmer
Küche
Kinderzimmer 1
Kinderzimmer 2
Hobbyraum
Flur
Treppenhaus
Bad
WC
Schlafzimmer
Keller
35,3
32,0
35,3
23,5
11,8
4,2
35,3
35,3
35,3
35,3
34,5
35,3
Energiebedarf
dezentraler
Pumpen in
PJ/a
0,42
0,38
0,07
0,28
0,14
0,02
0,00
0,00
0,12
0,00
0,12
0,00
Summe (Gesamt)
1,55
Summe (Durchschnitt)
1,40
In Tabelle E-15 und Tabelle E-16 sind die Kosten, die durch die Nutzung dezentraler
Pumpen entstehen, angegeben. Da sich dezentrale Pumpen derzeit noch in der Entwicklungsphase befinden, konnten von den Herstellern keine konkreten Angaben über
die Investitionskosten gemacht werden. Jedoch wurde darauf verwiesen, dass die finanziellen Ausgaben in etwa mit busgebundenen Einzelraum-Regelungssystemen zu vergleichen sind. Die Kosten je Heizkörper werden folglich mit 300 € angesetzt, pro Haushalt werden weitere 337 € für zusätzliche Kosten veranschlagt. Im Gegensatz zu den
EFH, die durchschnittlich vier Zimmer aufweisen, liegt die mittlere Zimmeranzahl bei
MFH lediglich bei drei. Die Investitionskosten belaufen sich letztendlich auf 2.137 € im
EFH und auf 7.837 € in MFH (je Gebäude fünf HH).
Die jährlichen Betriebskosten belaufen sich jedoch lediglich auf ca. 2 € im EFH und auf
ca. 10 € im MFH. Da die Thermostatventile durch dezentrale Pumpen ersetzt und
zugleich Drosselventile für den hydraulischen Abgleich überflüssig werden, können diese
beiden Positionen den Investitionskosten gutgeschrieben werden. Die Kosten für
Thermostat- und Drosselventile werden mit etwa 15 €/Stück veranschlagt, wodurch sich
im EFH Minderkosten von 180 € und im MFH von 750 € ergeben.
74
Der Haushaltssektor
Tabelle E-15:
Kosten dezentraler Pumpen EFH
Kosten dezentraler Pumpen EFH
Anzahl
DP
Energiebedarf
in kWh/a
Investitionskosten
in €
Betriebskosten
(elektrisch)
in €/a
Wohnzimmer
Esszimmer
Küche
Kinderzimmer 1
Kinderzimmer 2
Hobbyraum
Flur
Treppenhaus
Bad
WC
Schlafzimmer
Keller
Zusatzkosten
1
1
1
1
1
1
0
0
1
0
1
0
3,3
3,3
0,5
3,3
3,3
1,0
0,0
0,0
1,0
0,0
1,0
0,0
300
300
300
300
300
300
0
0
300
0
300
0
337
0,6
0,6
0,1
0,6
0,6
0,2
0,0
0,0
0,2
0,0
0,2
0,0
0,0
Summe (Gesamt)
8
16,8
2.737
3,2
6
12
2.137
2,3
Raum
Tabelle E-16:
Kosten dezentraler Pumpen MFH
Kosten dezentraler Pumpen MFH
Anzahl
DP
Energiebedarf
in kWh/a
Investitionskosten
in €
Betriebskosten
(elektrisch)
in €/a
Wohnzimmer
Esszimmer
Küche
Kinderzimmer 1
Kinderzimmer 2
Hobbyraum
Flur
Treppenhaus
Bad
WC
Schlafzimmer
Keller
Zusatzkosten
5
5
5
5
5
5
0
0
5
0
5
0
19,9
19,9
3,2
19,9
19,9
6,2
0,0
0,0
5,8
0,0
5,8
0,0
1.500
1.500
1.500
1.500
1.500
1.500
0
0
1.500
0
1.500
0
337
3,8
3,8
0,6
3,8
3,8
1,2
0,0
0,0
1,1
0,0
1,1
0,0
0,0
Summe (Gesamt)
40
100,7
12.337
19,0
25
55
7.837
10,3
Raum
75
2.3 Referenz
Tabelle E-17 und Tabelle E-18 zeigen den jährlichen Energiebedarf des Pumpenbestands in EFH und MFH. Durchschnittlich haben Heizkreispumpen im EFH eine Leistungsaufnahme zwischen 60 und 90 W (vgl. /WKU 05/), weshalb der Mittelwert von 75 W
angenommen wird (vgl. Tabelle E-8). Zirkulationspumpen haben eine Leistungsaufnahme zwischen 40 und 60 W, für das weitere Vorgehen wird der Mittelwert von 50 W
angenommen (vgl. Tabelle E-8).
Zur Erhebung des Leistungsbedarfs der Heizkreispumpen im MFH wird eine Analyse
zur optimalen Dimensionierung von Heizkreispumpen des Impuls-Programms-Hessen
herangezogen (vgl./IPH 96/). Für MFH wurde eine mittlere Leistung von 0,37 W/m²
ermittelt. Die Berücksichtigung einer durchschnittlichen Wohnfläche von 478 m² ergibt
eine Pumpenleistung von 177 W.
EFH sind durchschnittlich mit einer Heizkreis- und einer Zirkulationspumpe ausgestattet. MFH verfügen ebenfalls über eine Zirkulationspumpe, jedoch variiert die
Anzahl der Heizkreispumpen. Dabei ist diese direkt von der Zahl der Heizkreise abhängig, die je nach Gebäudekonstruktion und der Anordnung der Wohneinheiten erheblich
voneinander abweichen können. Je 150 m² Wohnfläche ist ein Heizkreis vorgesehen. Bei
einer mittleren Wohnfläche der MFH von knapp 478 m² wird somit von drei Heizkreisen
ausgegangen. Da die erforderliche Gesamtleistung in MFH 177 W beträgt, resultiert
daraus eine pumpenspezifische Leistung von 59 W.
Es ergibt sich (analog zu Tabelle E-12) folgende Anzahl an Pumpen:
•
•
•
•
EFH Heizkreispumpen:
EFH Zirkulationspumpen:
MFH Heizkreispumpen:
MFH Zirkulationspumpen:
13.432.000
13.432.000
9.058.000
3.019.000
Im Fall der optimal dimensionierten effizienten Pumpen (vgl. Kapitel 2.2) ist die Referenz, gegen die gerechnet wird, bereits in den Berechnungstabellen angegeben (vgl.
Tabelle E-7 bis Tabelle E-10).
Bei den dezentralen Pumpen ergeben sich neben den elektrischen Einsparungen darüber
hinaus auch thermische Einsparungen (durch die bessere, raumbezogene Regelung).
Zunächst wird der deutschlandweite gesamte Energiebedarf der Pumpen ermittelt (mit
denselben Zahlen wie in den oben angeführten Berechnungstabellen). Der Grund ist,
dass im Fall der dezentralen Pumpen die Pumpen im Heizkeller durch Pumpen an
jedem Heizkörper ersetzt werden, wobei die Verluste dieser Pumpen zur Beheizung der
Räume beitragen.
Bei den Zirkulationspumpen unterscheidet sich die Betriebsdauer im EFH von jenen im
MFH. Dieser Umstand resultiert aus der größeren Anzahl an Bewohnern, wodurch der
Bedarf dementsprechend höher liegt. Im EFH wird die tägliche Laufzeit der Zirkulationspumpe mit 16 h angesetzt, im MFH mit 20 h (vgl./JAK 04/). Somit ergibt sich eine
jährliche Betriebsdauer von 5.840 bzw. 7.300 h.
76
Der Haushaltssektor
In Tabelle E-17 und Tabelle E-18 werden die folgenden unterschiedlichen Kategorien zur
möglichst realitätsnahen Abbildung des Ist-Zustandes gebildet:
•
•
•
•
Referenz (AC) 7.300: überdimensionierte AC-Pumpe, ganzjährig betrieben
Referenz (AC) 5.500: überdimensionierte AC-Pumpe, während Heizperiode
betrieben
angepasst (AC) 7.300: angepasste AC-Pumpe, ganzjährig betrieben
angepasst (AC) 5.500: angepasste AC-Pumpe, während Heizperiode betrieben
Die Summe aus „Referenz (AC) 7.300“ und „Referenz (AC) 5.500“ gibt den Anteil der
überdimensionierten Heizkreispumpen an. Dieser Anteil beträgt im EFH 95 %, im MFH
70 %. Der Anteil von „angepasst (AC) 7.300“ und „angepasst (AC) 5.500“ beträgt demnach 5 % bzw. 30 %.
Wie aus Tabelle E-17 ersichtlich, liegt der Energiebedarf für Heizkreispumpen im EFH
bei über 22 PJ/a, im MFH beträgt der Bedarf knapp 10 PJ/a.
Tabelle E-17:
Energiebedarf Heizkreispumpen
Energiebedarf Heizkreispumpen
7.300
5.500
7.300
5.500
Energie
pro
Pumpe
in kWh/a
548
413
183
138
Gesamtenergiebedarf
in PJ/a
12,6
9,5
0,2
0,2
22,4
59
7.300
431
3,9
3.804.000
59
5.500
325
4,4
angepasst (AC) 7.300
1.359.000
21
7.300
154
0,8
1.359.000
21
5.500
116
0,6
Gesamt
9.058.000
Leistung
in W
Betriebsdauer
in h/a
6.380.000
6.380.000
336.000
336.000
13.432.000
75
75
25
25
Referenz (AC) 7.300
2.536.000
Referenz (AC) 5.500
Heizkreispumpen
Kategorie
Anzahl
EFH
Referenz (AC) 7.300
Referenz (AC) 5.500
Gesamt
MFH
9,7
Bei den Zirkulationspumpen ergibt sich die Aufteilung in „Referenz“ und „optimale
Dimensionierung“ analog zu jener der Heizkreispumpen.
Wie aus Tabelle E-17 ersichtlich, liegt der Energiebedarf für Heizkreispumpen im EFH
bei über 22 PJ/a, im MFH beträgt der Bedarf 9,7 PJ/a.
Tabelle E-18:
77
Energiebedarf Zirkulationspumpen
Energiebedarf Zirkulationspumpen
Leistung
in W
Betriebsdauer
in h/a
12.760.000
672.000
13.432.000
50
17
5.840
5.840
292
97
13,4
0,2
13,6
Referenz (AC)
2.114.000
117
7.300
854
6,5
angepasst (AC)
906.000
42
7.300
305
1,0
Gesamt
3.020.000
Zirkulationspumpe
Kategorie
Anzahl
EFH
Referenz (AC)
angepasst (AC)
Gesamt
MFH
Energie
Gesamtpro Pumpe energiebedarf
in kWh/a
in PJ/a
7,5
In Tabelle E-18 wird der Energiebedarf der Zirkulationspumpen mit insgesamt etwa
21 PJ/a angegeben. Demzufolge liegt der gesamte derzeitige Energiebedarf der Pumpen
in EFH und MFH bei ca. 53 PJ/a.
In Deutschland werden ca. 50 % der Pumpen im EFH und 40 % im MFH ganzjährig
betrieben (vgl. Fehler! Verweisquelle konnte nicht gefunden werden.).
2.4.1 Optimal dimensionierte effiziente Pumpen
In Abbildung E-12 werden die spezifischen und kumulierten Verminderungskosten für
den Tausch gegen effiziente und optimal dimensionierte Pumpen dargestellt. Dabei
bedeutet ZP Zirkulationspumpe und HP Heizkreispumpe. In Summe können knapp
6,5 Mio. t CO2/a vermieden werden. Der Verlauf der spezifischen Verminderungskosten
zeigt, dass ein Großteil der Einsparungen mit negativen Verminderungskosten, also
wirtschaftlich, zu erreichen ist.
Der Austausch von optimal dimensionierten Heizkreispumpen in EFH und MFH ist mit
positiven Verminderungskosten behaftet. Diese Maßnahmen stellen ein CO2Verminderungspotenzial von lediglich 2 % der Gesamtemissionen dar.
78
Der Haushaltssektor
1.000
EFH HP angepasst (AC) 5500 h/a
800
600
MFH HP angepasst (AC) 5500 h/a
400
200
EFH HP Referenz (AC) 5500 h/a
0
0
-200
-400
1
2
3
4
5
6
EFH HP angepasst (AC) 7300 h/a
EFH HP Referenz (AC) 7300 h/a
MFH ZP (AC) 7300 h/a Referenz MFH HP Referenz (AC) 7300 h/a
EFH ZP (AC) 5840 h/a Referenz
7
-600
EFH ZP (AC) 5840 h/a angepasst
-800
0
0
1
2
3
4
5
6
7
-200
-400
-600
-800
-1.000
-1.200
-1.400
-1.600
-1.800
Kumulierte Emissionsminderung in M io. t/a
Abbildung E-12: Spezifische und kumulierte Verminderungskosten
2.4.2 Dezentrale Pumpen
Einsparungen gegenüber der Referenz ergeben sich zum einen durch den Minderbedarf
an elektrischer Energie, darüber hinaus resultieren durch den Umstieg auf die Bedarfsheizung (die durch dezentrale Pumpen möglich wird) zusätzlich Einsparungen an thermischer Energie. Die Ergebnisse des Versuchsgebäudes (vgl. /BIN 06/) haben ergeben,
dass die thermischen Einsparungen etwa 20 % der Endenergie betragen. In
Tabelle E-19 ist der jährliche Energiebedarf im Gebäudebestand angegeben.
Tabelle E-19:
79
Rahmenbedingungen für Heizanlagen
Gebäudebestand
Fläche
in m²
HWB
in kWh/m²*a
Energiebedarf
in kWh/a
EFH
134
155
20.763
MFH
487
140
68.125
Bedingt durch die unterschiedlichen Nutzungsgrade der verschiedenen Heizungssysteme ergeben sich die in Tabelle E-20 angeführten Einsparungen an thermischer
Energie.
Tabelle E-20:
Einsparung thermischer Energie
Einsparung an thermischer Energie in kWh/a
Öl
Gas
Pellets
EFH
5.550
5.308
5.729
MFH
18.210
17.416
18.796
In Tabelle E-21 sind die finanziellen Einsparungen durch die Nutzung dezentraler
Pumpen im Vergleich zur Referenz dargestellt. Die finanziellen Einsparungen bezogen
auf thermische Energie hängen vom genutzten Heizsystem bzw. Brennstoff ab. Im
Einfamilienhaus lassen sich Kosteneinsparungen von etwa 230 €/a, im Mehrfamilienhaus knapp 1.100 €/a erzielen.
Tabelle E-21:
Finanzielle Einsparungen (thermisch)
Finanzielle Einsparungen (thermisch)
Betriebskosteneinsparung in €/a
EFH
MFH
Öl
331
1084
Gas
335
1098
Pellets
234
767
Die Pellets und die weiteren erneuerbaren Energieträger werden im Folgenden nicht
weiter betrachtet, da sie CO2-neutral sind und somit keine CO2-Verminderungen durch
Heizenergieeinsparungen erzielbar sind. Bei diesen CO2-neutralen Energieträgern
werden auch die elektrischen Einsparungen nicht betrachtet, da ihr CO2Vermeidungspotenzial im Vergleich zu den thermischen Einsparungen sehr gering ist.
In Tabelle E-22 sind die finanziellen Einsparungen für elektrische Energie durch die
Nutzung dezentraler Pumpen angegeben. An elektrischer Energie können im EFH
zwischen ca. 20 und 90 €/a, im MFH zwischen ca. 60 und knapp 210 €/a eingespart
werden.
80
Der Haushaltssektor
Tabelle E-22:
Finanzielle Einsparungen (elektrisch)
Finanzielle Einsparungen (elektrisch)
Betriebskosteneinsparung in €/a
EFH
MFH
Referenz (AC)
7.300
Referenz (AC)
5.500
angepasst (AC)
7.300
angepasst (AC)
5.500
90
209
67
155
29
85
21
62
In Abbildung E-13 und Abbildung E-14 sind die spezifischen und kumulierten CO2Verminderungskosten in EFH bzw. MFH dargestellt. Beide Kurven weisen einen ähnlichen Verlauf auf.
Die geringsten Verminderungskosten hat sowohl bei EFH als auch bei MFH die Substitution von ganzjährig laufenden überdimensionierten Pumpen (Referenz (AC) 7.300) bei
einem Gasheizsystem. Die höchsten Verminderungskosten werden durch den Austausch
optimal dimensionierter Pumpen, die nur während der Heizperiode laufen (angepasst
(AC) 5.500), in Verbindung mit Ölheizungen erzielt.
Bei den EFH könnte der Wechsel von der Ist-Situation zu dezentralen Heizpumpen
insgesamt eine jährliche CO2-Reduzierung von knapp 17,5 Mio. t erbringen. Die MFH
bergen ein Einsparpotenzial von insgesamt ca. 11 Mio. t/a.
Die Umsetzung sämtlicher Maßnahmen würde bei den EFH finanzielle Vorteile von fast
– 2.000 Mio. €/a einbringen und bei den MFH knapp – 900 Mio. €/a. Da die
Verminderungskosten für alle Maßnahmen negativ sind, ist die Substitution durch
dezentrale Pumpen in jedem Fall wirtschaftlich.
81
0
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
-20
-40
-60
-80
-100
-120
-140
-160
0
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
-500
-1.000
-1.500
-2.000
-2.500
Abbildung E-13: Spezifische und kumulierte CO2-Verminderungskosten beim Umstieg
auf dezentrale Pumpen im EFH
82
Der Haushaltssektor
0
0
2
4
6
8
10
12
-20
-40
-60
-80
-100
-120
0
-100
0
2
4
6
8
10
12
-200
-300
-400
-500
-600
-700
-800
-900
-1.000
Abbildung E-14: Spezifische und kumulierte CO2-Verminderungskosten beim Umstieg
auf dezentrale Pumpen im MFH
Das wirtschaftliche Potenzial muss differenziert nach den verschiedenen betrachteten
Maßnahmen ausgewiesen werden. Die Maßnahmen „Austausch der überdimensionierten
Heizkreispumpen“ und „Zirkulationspumpen“ sowie das Optimieren beider Technologien
ergeben ein wirtschaftliches CO2-Einsparpotenzial von ca. 6,3 Mio. t/a. Die Verminderungskosten liegen bei ca. -1.600 €/a.
Eine andere Maßnahme besteht darin, dezentrale Pumpen anstelle der Heizkreispumpe
im Haushalt einzusetzen. Hierbei sind alle betrachteten Maßnahmen wirtschaftlich.
83
Das gesamte Einsparpotenzial für MFH und EFH liegt bei ca. 28,5 Mio. t/a. Die CO2Verminderungskosten liegen bei den EFH bei ca. –2.000 Mio. €/a und bei den MFH bei
etwa – 900 Mio. €/a.
Es zeigt sich, dass das CO2-Einsparpotenzial besonders bei den dezentralen Pumpen mit
etwa 28,5 Mio. t CO2/a knapp dem Dreifachen des Potenzials beim Fenstertausch mit ca.
11 Mio. t CO2/a entspricht.
Häufig wird das Potenzial aufgrund fehlender fachmännischer Qualifikation der Heizungsinstallateure nicht ausgeschöpft. Eine defekte Pumpe wird in der Regel nicht
durch eine Pumpe geringerer Leistung ersetzt, sondern in der Regel durch eine neue
Pumpe gleicher Leistung und gleicher Effizienzklasse.
85
3
Verbesserung der Gebäudehülle
Bei dieser Maßnahme handelt es sich um eine Maßnahme zur Reduktion des Bedarfs
(vgl. Kapitel Methodik).
Mehr als die Hälfte des deutschen Wohngebäudebestandes wurde vor den 70er-Jahren
des vergangenen Jahrhunderts erbaut. Die mittlere bauphysikalische Gebäudequalität
dieser Häuser ist im Vergleich zum heutigen Stand der Technik als schlecht zu bezeichnen.
Da rund 75 % der von Haushalten verbrauchten Endenergie für die Raumwärmebereitstellung eingesetzt wird, birgt die Verbesserung der Gebäudehülle das größte CO2Verminderungspotenzial im Bereich der Wohngebäude.
Theoretisch wäre es möglich, durch Anwendung von „High-End-Technologie“ alle Wohngebäude auf den aktuell besten Standard zu heben. Dieser Standard entspricht einem so
genannten „Null-Energiehaus“ bzw. einem energieautarken Gebäude. Wohngebäude
dieser Art können zu jedem Zeitpunkt die benötigte Energie selbst erzeugen oder aus
tageszeitlichen bzw. saisonalen Speichern abrufen.
Der Realisierung des theoretischen Potenzials stehen mehrere Hemmnisse und technische Rahmenbedingungen entgegen:
• Die Systeme müssen, um die entsprechende Autarkie sicherzustellen, auf die Maximalleistung ausgelegt werden und erfordern Speichermöglichkeiten für angebotsschwache Zeiten. Dies erfordert überdimensional große Erzeuger und Saisonalspeicher und führt zu einer erheblichen Verschlechterung der Gesamtsystemnutzungsgrade.
• Ungünstige Lage, Ausrichtung und Architektur des Gebäudes, so dass die Solarstrahlung nicht im erforderlichen Ausmaß genutzt werden kann.
• Fehlender Platz für Wärmedämmung bei Grenzbebauung und für den Wechsel des
Energieträgers (Biomasse benötigt Lagerflächen).
• Rechtliche Grundlagen: z. B. nützt die Sanierung eines vermieteten Wohngebäudes
in erster Linie den Mietern. Der Eigentümer kann die entstandenen Kosten meist
nicht auf die Mieter umlegen, daher profitiert er nicht direkt von seiner Investition. Die Investition wird demnach häufig nicht getätigt.
• Die Realisierung der elektrischen Autarkie im Einzelgebäude erfordert aufwändige
Steuer- und Speichereinrichtungen. Dieser Aufwand wäre wesentlich höher als bei
zentraler Stromerzeugung nach heutigem Muster. In einem Verbund von elektrischen Produzenten und Konsumenten weist der Lastgang geringere Schwankungen auf. Zudem ist die Bereitstellung von zentral erzeugter Regelenergie bzw.
Regelleistung effizienter und kostengünstiger. Es sind geringere Investitionen in
Regeleinrichtungen erforderlich.
• Denkmalschutz
• Gebäudeeigentümer sind oft nur schlecht informiert.
86
Der Haushaltssektor
Untersuchte Maßnahmen:
Aus vielfachen Erfahrungen ist bekannt, dass man durch umfangreichste Dämmmaßnahmen das technische CO2-Verminderungspotenzial erschließen kann. Wirtschaftlich
sind diese Maßnahmen jedoch häufig nicht. Daher werden folgende Maßnahmen untersucht (vgl. Tabelle E-23).
• Dämmung der Außenwände
• Dämmung der Dachflächen
Tabelle E-23:
Untersuchte Maßnahmen zur Verbesserung der Gebäudehülle
EZH
MFH
Maßnahme
EZH 1
Maßnahme
EZH 2
Maßnahme
EZH 3
Maßnahme
MFH 1
Maßnahme
MFH 2
Maßnahme
MFH 3
Außenwanddämmung:
10 cm
Außenwanddämmung:
14 cm
Außenwanddämmung:
18 cm
Außenwanddämmung:
10 cm
Außenwanddämmung:
14 cm
Außenwanddämmung:
18 cm
(WLG 040)
(WLG 040)
(WLG 040)
(WLG 040)
(WLG 040)
(WLG 040)
Dachflächendämmung:
14 cm
18 cm
22 cm
Dämmung
oberste
Geschoßdecke:
14 cm
Dämmung
oberste
Geschoßdecke:
18 cm
Dämmung
oberste
Geschoßdecke:
22 cm
(WLG 040)
(WLG 040)
(WLG 040)
(WLG 040)
(WLG 040)
(WLG 040)
WLG bedeutet Wärmeleitgruppe und gibt die Wärmeleitfähigkeit der verwendeten
Wärmedämmung an. WLG 040 bedeutet eine Wärmeleitfähigkeit von 0,04 W/mK. EZH
steht für Ein- und Zweifamilienhäuser und MFH steht für Mehrfamilienhäuser.
3.3 Referenz
Der Wohngebäudebestand des Jahres 2003 entspricht der Referenz für die nachfolgenden Betrachtungen.
Um den Ist-Zustand der Wohngebäude des gesamten Bundesgebietes energetisch bewerten zu können, ist eine Strukturierung nach Baustandards notwendig (siehe
Abbildung E-15). Statistisch verfügbar sind ausschließlich nach dem Baualter
aufgeschlüsselte Gebäudezahlen und Wohnflächen.
Millionen
Anzahl der Wohngebäude
87
12
10
MFH
EZH
8
6
4
2
0
-1968
1969-1983
1984-1995
1996-2001
2002-2009
Abbildung E-15: Altersstruktur deutscher Wohngebäude
Diese Baualtersklassen geben jedoch ursächlich keinen Aufschluss über den bauphysikalischen Zustand der Gebäude, da Teil- und Vollsanierungen nicht berücksichtigt sind.
Die energetische Bewertung erfolgt daher in mehreren Schritten:
• Ermittlung von Basisdaten für den Energieverbrauch von Gebäuden im Bestand
und Abschätzung entsprechender Basisdaten für den Energieverbrauch zukünftiger Baustandards für typische Baualtersklassen.
• Einteilung des Gebäudebestands im Jahr 2003 nach Baualtersklassen.
• Ermittlung der Gebäudezahlen und Wohnflächen, die dem jeweiligen Baustandard
entsprechen, unter Berücksichtigung der Sanierung von Bestandsgebäuden, des
Abrisses und des Neubaus.
Zur Ermittlung des spezifischen Heizenergiebedarfs wird folgende grundlegende
Strukturierung vorgenommen.
• Baualtersklassen 1 bis 4 aus der ISOTEG – Studie /ISO 00/, /IKARUS/ und auf
Basis interner unveröffentlichter Studien der FfE.
• Baualtersklasse 5: Berechnung durch die FfE.
• Durchschnittliche Wohnfläche der EZH und MFH mit typischen A/V- Verhältnissen (nach DIN 4108 T6, Einhaltung der zulässigen Höchstwerte nach EnEV).
• Die Daten zum flächenbezogenen Heizenergiebedarf beziehen sich auf die Wohnfläche, daher ist zusätzlich eine Umrechnung der Nutzfläche nach EnEV auf die
Wohnfläche notwendig.
Die Ergebnisse sind in Tabelle E-24 zusammengefasst.
88
Der Haushaltssektor
Tabelle E-24:
Baujahr
-1968
1969-1983
1984-1995
1996-2001
2002-2003
Ergebnis der energetischen Bewertung des Gebäudebestandes
Baualtersklasse
BA 1
BA 2
BA 3
BA 4
BA 5
Spez. Heizwärmebedarf
in kWh/m²a
Anzahl an Gebäuden im Jahr
2003
EZH
MFH
EZH
MFH
183,8
133,8
104,9
87,9
84,6
157,2
113,5
67,9
67,5
55,2
8.657.956
2.309.166
1.540.292
1.205.292
568.289
2.147.636
594.340
110.392
39.948
120.366
14.280.996
3.012.682
Summe
Als Referenz zur Ermittlung der erzielbaren CO2-Einsparungen und der CO2-Verminderungkosten wird der Heizenergieträgermix für Deutschland im Jahr 2003 angesetzt,
welcher in Tabelle E-25 angegeben wird.
Tabelle E-25:
Energiemix bei den Heizungssystemen in Deutschland im Jahr 2003
/eigene Berechnung/
Energieträger
Öl
Gas
Kohle
Regenerative Energien
Strom
Fern-/Nahwärme
Anteil der
Energieträger am
jährlichen
Energiebedarf
38,8%
42,1%
4,2%
1,1%
7,5%
6,3%
Die Kosten für die Durchführung der Maßnahmen (vgl. Tabelle E-23) sind in den folgenden beiden Tabellen dargestellt. Tabelle E-26 gibt die spezifischen Kosten für die
komplette Durchführung einer Maßnahme inklusive der notwendigen Nebenleistungen
an. Der steigende Dämmstandard von Maßnahme 1 zu Maßnahme 3 schlägt sich in den
höheren Investitionen nieder.
Spezifische Kosten der Dämmmaßnahmen
Anbringung einer Außenwanddämmung inkl. Gerüst, Verklebung, Dübelung,
Verspachtelung mit Gitternetz,
Putz
€/m²
(brutto)
75
81,5
88
Dachflächendämmung
(innenliegende
Zwischensparren-Dämmung,
Lattung wo nötig, Dampfsperre,
Verkleidung)
€/m²
(brutto)
40
60
65
Dämmung oberste
Geschoßdecke (Verlegung einer
begehbaren Dämmung auf der
Geschoßdecke)
€/m²
(brutto)
Maßnahme 3
Maßnahme 2
Maßnahme 1
MFH
Maßnahme 3
EZH
Maßnahme 1
Beschreibung
Maßnahme 2
Tabelle E-26:
89
75
81,5
88
42
48,3
54,5
In Tabelle E-27 sind die gebäudespezifischen Kosten ausgewiesen. In der Tabelle
werden die Kostenunterschiede bei den relativen Kosten je Gebäude für die jeweiligen
Dämmstandards deutlich.
Eingangsparameter und Kosten der Dämmmaßnahmen
Maßnahme 3
Maßnahme 2
Maßnahme 1
MFH
Maßnahme 3
EZH
Maßnahme 1
Beschreibung
Maßnahme 2
Tabelle E-27:
Außenwandflächen
m²
119,32
384,62
Dachfläche / Geschossfläche
m²
85,0
183,6
Kosten je Gebäude
€
12.350
14.830
16.030
36.560
40.210
43.850
Relative Kosten je Gebäude
(bezogen auf Maßnahme 1)
100 %
120 %
130 %
100 %
110 %
120 %
In der folgenden Tabelle E-28 ist der Heizenergiebedarf der Gebäude, vor und nach
Durchführung der Dämmmaßnahmen, exemplarisch für ein EZH und MFH der Baualtersklasse 2 für alle drei Maßnahmen dargestellt. Bereits Maßnahme 1 entspricht
sowohl bei den EZH als auch bei den MFH der Einhaltung der EnEV.
90
Der Haushaltssektor
Tabelle E-28:
Heizenergiebedarf der Gebäude nach Durchführung der Maßnahmen für
ein EZH bzw. MFH der Baualtersklasse 2
EZH
BA2
MFH
BA2
Maßnahme 2
Maßnahme 3
Ohne
Maßnahme
Maßnahme 1
Maßnahme 2
Maßnahme 3
MFH
Maßnahme 1
EZH
Ohne
Maßnahme
Energiebedarf
Spez.
Energiebedarf
für die
Raumwärmebereitstellung
kWh/
m²a
133,8
84,6
76,7
72,8
113,5
55,2
50,6
47,5
Jährl.
Energiebedarf
für die
Raumwärmebereitstellung
kWh/a
18.732
11.844
10.738
10.192
56.432
27.445
25.143
23.617
Relativer Energiebedarf
für die Raumwärmebereitstellung bezogen auf BA2
100 %
63 %
57 %
54 %
100 %
49 %
45 %
42 %
Mit den zuvor beschriebenen Berechnungsgrundlagen werden die spezifischen und
kumulierten CO2-Verminderungskosten ermittelt. Die Betrachtung erfolgt getrennt für
jede Maßnahme in einem eigenen Diagramm für alle Baualtersklassen. Jedes Diagramm
stellt somit die Verminderungskosten für den gesamten Gebäudebestand dar.
Zum Vergleich der Maßnahmen 1 bis 3 untereinander, sind in Abbildung E-16,
Abbildung E-17 und Abbildung E-18 die spezifischen und die kumulierten CO2Verminderungskosten dargestellt.
Abbildung E-16 stellt die CO2-Verminderungskosten für Maßnahme 1 dar.
91
25
MFH BA5
20
15
10
MFH BA4
EZH BA5
5
MFH BA3
MFH BA2
0
0
10
20
30
50
EZH BA3
EZH BA2
60
70
60
70
EZH BA1
MFH BA1
-5
40
EZH BA4
-10
0
0
10
20
30
40
50
-50
-100
MFH BA1
-150
-200
-250
EZH BA1
-300
MFH BA5
MFH BA4
EZH BA5
EZH BA4
MFH BA2 MFH BA3
EZH BA3
EZH BA2
Abbildung E-16: Spezifische und kumulierte CO2-Verminderungskosten für Maßnahme 1
Maßnahme 1 beinhaltet die Aufbringung von 14 cm Dämmung. Diese Maßnahme weist
im Vergleich zu den anderen Maßnahmen die höchsten spezifischen Verminderungskosten auf. Es ergeben sich die geringsten Verminderungskosten für die Baualtersklasse
1, also für die ältesten Wohnbauten im Bestand, während sich die höchsten Kosten für
die Baualtersklasse 5, also die jüngsten Gebäude, ergeben.
Die spezifischen Investitionskosten (die Kosten pro m2 Wohnfläche) sind beim EZH
aufgrund des größeren A/V-Verhältnisses höher als beim MZH. Deshalb liegt das
EZH BA1 in Abbildung E-17 höher als das MFH BA1. Das gilt auch für BA2. In diesen
92
Der Haushaltssektor
beiden Baualtersklassen dominieren die niedrigeren spezifischen Investitionskosten bei
den MFH.
Die Zusammenhänge lassen sich anhand der Tabelle E-29, die die spezifischen
Heizwärmeeinsparungen nach Durchführung der Maßnahme 1 angibt, erklären. Ab BA3
sind die erzielbaren Einsparungen, aufgrund des höheren Dämmstandards ab dieser
Altersklasse, wesentlich geringer als in BA1 und BA2. Sie liegen bei den EZH bei 23,7
bis 10,4 kWh/m2a und bei den MFH bei 8,6 bis 5,1 kWh/m2a.
Ab BA3 liegen die erzielbaren Einsparungen bei den EZH (23,7 kWh/m2a) um den
Faktor drei höher als bei den MFH (8,6 kWh/m2a). In BA1 und BA2 liegen sie im Vergleich dazu in derselben Größenordnung. Dies wird durch das höhere A/V-Verhältnis der
EZH bedingt.
Tabelle E-29:
Spezifische Heizwärmeeinsparungen und spezifische CO2-Verminderungskosten für Maßnahme 1
Baualtersklasse
BA
BA
BA
BA
BA
1
2
3
4
5
BA
BA
BA
BA
BA
1
2
3
4
5
Maßnahme 1
spez. CO2-Verspez. Heizwärmeeinsparungen
minderungskosten
in kWh/m²a
in €/t
EZH
EZH
91,8
-5,0
48,4
-0,9
23,7
-3,1
11,1
3,4
10,4
5,2
MFH
83,2
45,0
8,6
8,4
5,1
MFH
-5,9
-1,0
3,4
7,2
21,8
Abbildung E-17 stellt den Verlauf der spezifischen und kumulierten CO2-Verminderungskosten für Maßnahme 2 dar. Es gelten die gleichen Zusammenhänge wie zuvor für
Maßnahme 1 beschrieben.
93
20
MFH BA5
15
10
MFH BA4
EZH BA5
5
EZH BA4
MFH BA3
MFH BA2
0
0
10
20
30
50
EZH BA3
60
70
80
EZH BA1
MFH BA1
-5
40
EZH BA2
-10
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
Verminderungkosten in Mio.€/a
-50
-100
MFH BA1
-150
-200
-250
-300
EZH BA1
MFH BA3, EZH BA4,
EZH BA5, MFH BA4,
MFH BA2 MFH BA5
EZH BA3
EZH BA2
-350
Abbildung E-18 zeigt die spezifischen und kumulierten CO2-Verminderungskosten für
Maßnahme 3.
94
Der Haushaltssektor
20
MFH BA5
15
10
MFH BA4
EZH BA5
5
EZH BA4
MFH BA3
MFH BA2 EZH BA2
0
0
10
20
30
50
60
EZH BA3
70
80
EZH BA1
MFH BA1
-5
40
-10
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
-50
-100
MFH BA1
-150
-200
-250
EZH BA3
-300
EZH BA1
MFH BA5
MFH BA4
EZH BA5
EZH BA4
MFH BA3
MFH BA2 EZH BA2
-350
3.5 Ableiten von wirtschaftlichen Potenzialen
Das technische und wirtschaftliche Potenzial lässt sich aus obigen Berechnungsergebnissen (vgl. Abbildung E-16 bis Abbildung E-18) ableiten: Sobald die spezifischen Verminderungskosten von negativ auf positiv wechseln, ist das wirtschaftliche Potenzial
ausgeschöpft. An diesem Punkt erreichen die kumulierten Verminderungskosten ihr
Minimum. Das heißt, wenn der Wärmedämmstandard noch weiter angehoben wird,
werden zwar die kumulierten CO2-Einsparungen größer, aber auch die kumulierten
Verminderungskosten.
95
Das wirtschaftliche Potenzial ist gemeinsam mit dem technisch möglichen Potenzial in
Tabelle E-31 angegeben.
Die Untersuchung zeigt, dass für alle Maßnahmen die spezifischen Verminderungskosten steigen, je jünger die Gebäude sind, da die erzielbaren Wärmeeinsparungen
sinken.
Die maximalen spezifischen Verminderungskosten liegen bei Maßnahme 3 niedriger als
bei Maßnahme 1. Der Grund dafür ist, dass Investitionskosten für Dämmung nicht
linear mit der Dämmstoffdicke steigen. Eine Verdoppelung der Wärmedämmstärke
bedeutet nicht, dass sich auch die Kosten verdoppeln. Der Grund dafür ist, dass sich die
Kosten nicht nur aus den Kosten für den Dämmstoff, sondern auch aus Kosten für die
Montage, Halterungen etc. zusammensetzen. Tabelle E-30 zeigt den Vergleich der
Kosten für alle drei Maßnahmen.
Tabelle E-30:
Maximale spezifische Verminderungskosten für ein MFH BA5 für die
Maßnahmen 1 bis 3
Maßnahme 1
Spezifische maximale CO2Verminderungskosten
in €/t
21,76
Maßnahme 2
18,90
Maßnahme 3
17,69
In der untenstehenden Tabelle E-31 ist das technische und wirtschaftliche Potenzial der
Maßnahmen 1 bis 3 zusammengefasst.
Tabelle E-31:
Technisches und wirtschaftliches Potenzial für die Maßnahmen 1 bis 3
Maßnahme 1 Maßnahme 2 Maßnahme 3 Maßnahme 1 Maßnahme 2 Maßnahme 3
Summe
EmissionsEinsparungen in
Mio. t CO2/a
63,4
67,3
70,3
62,4
66,2
69,0
Summe
Verminderungskosten in
Mio. €/a
-291,3
-302,0
-312,2
-296,6
-308,3
-318,8
Der Unterschied zwischen technischem und wirtschaftlichem Potenzial ist für alle
Maßnahmen relativ klein. Der Grund dafür ist, dass der Großteil der Einsparungen über
die Sanierung der älteren Gebäude (BA1 bis BA3) erfolgen kann, die bereits den weitaus
größten Teil des Sanierungspotenzials darstellen
96
Der Haushaltssektor
Der Verbesserung der Gebäudehülle ist also einerseits wegen des großen erreichbaren
Einsparpotenzials von ca. 70 Millionen Tonnen CO2 pro Jahr und andererseits wegen der
hohen Wirtschaftlichkeit der Maßnahmen höchste Priorität einzuräumen.
Die Sanierung der älteren Baualtersklassen BA1 bis BA3 (bei den EZH und MFH) wäre
am effektivsten und brächte bereits eine jährliche CO2-Einsparung von etwa 63 bis
69 Millionen Tonnen CO2 (vgl. Abbildung E-16 bis Abbildung E-18).
Einschränkungen des CO2-Verminderungspotenzials ergeben sich grundsätzlich nur
durch den Denkmalschutz bzw. aus Platzmangel.
97
4
Verbesserung der Fensterqualität
Diese Maßnahme ist, wie die Sanierung der Gebäudehülle, eine Maßnahme zur Reduktion des Bedarfs (vgl. Kapitel Methodik).
Über die Fenster kann Wärme durch alle drei Arten des Wärmetransports verloren
gehen:
•
•
•
Wärmeleitung durch das Glas bzw. den Fensterrahmen.
Konvektion bzw. Wärmeströmung im Bereich zwischen zwei Glasscheiben bzw.
durch Luftspalte im Bereich der Fensterdichtungen.
Wärmestrahlung in Form von infraroter Strahlung durch das Glas.
Besonders in den älteren Baualtersklassen geht ein großer Teil der Heizenergie über die
Fenster verloren. Zum Teil ist neben vereinzelten Einfachverglasungen in der Baualtersklasse 1 noch das so genannte Doppel- oder Kastenfenster weit verbreitet. Dabei
liegen zwei Fenster hintereinander im Abstand von ca. 10 bis 20 cm. Diese Konstruktion
weist neben hohen Konvektionsverlusten (im Zwischenraum wird die Konvektion nicht
unterbunden) in der Regel auch hohe Lüftungsverluste durch schlechte Dichtungskonstruktionen bzw. Dichtungsmaterialien auf.
Moderne Wärmeschutzverglasungen setzen den Wärmetransport in allen drei Bereichen
herab. So sind z. B. der Randverbund der 2- oder 3-fach Verglasung bzw. der Fensterrahmen so ausgeführt, dass Wärmebrücken auf ein Minimum reduziert werden. Der
Glaszwischenraum wird mit Edelgasen befüllt, die einen höheren Wärmedurchgangswiderstand haben als Luft. Des Weiteren sind die Scheiben innen mit einer infrarotreflektierenden Schicht bedampft, damit die Strahlungswärme im Rauminneren bleibt.
Bei Sanierungen ist besonderes Augenmerk auf die bauphysikalischen Gegebenheiten zu
richten. Z. B. sind Wärmedämmfenster wesentlich luftdichter als Altbaufenster, was
geringere Lüftungswärmeverluste bedeutet. Auf der anderen Seite erhöht sich aber bei
luftdichten Fenstern und bei falscher Lüftungsweise die Gefahr der Schimmelbildung.
In der Praxis erfolgt die Fenstersanierung meist im Zuge der Sanierung der Gebäudehülle. Für diese Untersuchung sollen diese Maßnahmen jedoch getrennt betrachtet
werden, um das Einsparpotenzial der jeweiligen Einzelmaßnahme zu erhalten. Die
Fensterfläche ist ein Teil der Gebäudehülle und deshalb wird die gleiche Methodik
angewandt.
Bedingt durch den geringen Flächenanteil (eine Ausnahme bilden Glasfassaden) ist das
zu erwartende CO2-Einsparpotenzial bei den Fenstern geringer als bei der Gebäudehülle.
Untersuchte Maßnahmen:
Es werden, wie bei der Gebäudehülle, drei Maßnahmen untersucht. In Tabelle E-32 ist
der Dämmstandard der gewählten Fenster für die jeweilige Maßnahme angegeben.
98
Der Haushaltssektor
Tabelle E-32:
Wärmedämmqualität der gewählten Fenster
2
UW in W/m K
Maßnahm e 1
Maßnahm e 2
Maßnahm e 3
1,1
0,87
0,71
UW bezeichnet den Wärmedurchgangskoeffizienten für das gesamte Fenster (Glas und
Rahmen).
Ein Fenster mit UW = 1,1 W/m2K entspricht dem derzeitigen Standard und mit
UW = 0,71 W/m2K dem derzeit besten erhältlichen Fenster. Es gäbe noch Sonderkonstruktionen, die geringere Werte für UW aufweisen, jedoch sind die Kosten für diese
Fenster überproportional hoch und sie werden deshalb in dieser Untersuchung nicht
betrachtet.
4.3 Referenz
Der Fensterbestand des Jahres 2003 entspricht der Referenz für die nachfolgenden
Betrachtungen.
Bei der energetischen Bewertung des Ist-Zustands der Fenster des gesamten Bundesgebietes wird analog zur Gebäudehülle (Strukturierung nach Baualtersklassen) vorgegangen. Tabelle E-33 gibt die spezifischen Heizwärmeeinsparungen für die jeweiligen
Baualtersklassen an. Die Berechnung erfolgt mittels des Energieberaterprogramms
Hottgenroth.
In BA5 sind die spezifischen Einsparungen null, da diese relativ neuen Gebäude bereits
den Wärmedämmstandard der Maßnahme 1 von UW = 1,1 W/m2K aufweisen.
Tabelle E-33:
99
Spezifischer Heizwärmebedarf der Gebäude in den einzelnen Baualtersklassen nach dem Fenstertausch
spezifische Heizenergieeinsparungen nach Fenstertausch
Fensterfür Einfam ilienhaus in kWh/m ²a
Baualtersfläche
klasse
Maßnahm e 1
Maßnahm e 2
Maßnahm e 3
in m 2
BA 1
38
54,0
59,0
62,4
BA 2
39,2
33,4
38,6
42,1
BA 3
40,6
16,2
21,5
25,2
BA 4
41,1
4,7
10,0
13,8
BA 5
41,3
0,0
5,4
9,2
für Mehrfam ilienhaus in kWh/m ²a
Maßnahm e 1
BA 1
95,5
39,8
Maßnahm e 2
43,4
Maßnahm e 3
49,0
BA 2
94,4
23,6
27,2
29,7
BA 3
97,9
11,4
15,2
17,8
BA 4
99,8
3,3
7,2
9,8
BA 5
101,3
0,0
3,9
6,6
Die spezifischen Kosten für die Durchführung der jeweiligen Maßnahmen zur Verminderung der CO2-Emissionen sind in der folgenden Tabelle E-34 angegeben.
Tabelle E-34:
Spezifische Kosten des Fenstertausches
EZH und
MFH
Fenster
Maßnahme 1
Kunststofffenster
Standard 2-fach Verglasung mit
Aluminium-Abstandhalter
EUR/m²
(brutto)
471
EUR/m²
(brutto)
691
EUR/m²
(brutto)
772
Maßnahme 2
Kunststofffenster
3-fach Verglasung (Glas UG=0,7) mit
Edelstahl- Abstandhalter
Maßnahme 3
Kunststofffenster
3-fach Verglasung (Glas UG=0,5) mit
Edelstahl-Abstandhalter
In Tabelle E-35 sind die gebäudespezifischen Kosten ausgewiesen. In den Zeilen mit
den relativen Kosten bezogen auf Maßnahme 1 werden die Kostenunterschiede für die
100
Der Haushaltssektor
Erhöhung des Dämmstandards deutlich. Im Unterschied zur Gebäudehülle weist bei den
Fenstern jede Baualtersklasse im EZH und MFH eine unterschiedliche Fensterfläche
auf.
Tabelle E-35:
Gesamtkosten des Fenstertauschs
EZH
Baualtersklasse
Fensterfläche
m
2
Kosten je Gebäude Maßnahme 1 €
bezogen auf Maßnahme 1
BA3
BA4
BA5
BA1
BA2
BA3
BA4
BA5
38
39,2
40,6
41,1
41,3
98,5
94,4
97,9
99,8
101,3
18.463
19.118
19.349
19.448
44.981
44.462
46.111
47.006
47.712
65.230
67.649
68.962
69.998
72.877
75.579
77.046
78.204
17.898
100%
26.258
27.087
28.048
28.386
28.531
29.336
30.262
31.335
31.714
31.876
65.991
147%
€
BA2
€
MFH
BA1
73.726
164%
€
Mit den zuvor beschrieben Kosten und dem bereits in Tabelle E-25 angeführten Energiemix für die Heizungen in den Haushalten, werden die spezifischen und kumulierten
CO2-Verminderungskosten ermittelt.
In der folgenden Tabelle E-36 ist der spezifische Energieverlust durch die gesamte
Fensterfläche, bezogen auf die Wohnfläche, angegeben. Da jede Baualtersklasse unterschiedliche Fensterflächen aufweist, wird exemplarisch BA2 angeführt. Die MFH haben
aufgrund des kleineren A/V-Verhältnisses (welches, analog zur Gebäudehülle, auch für
die Fensterflächen gilt) geringere spezifische Wärmeverluste. Mit den Wärmeverlusten
und den Kosten für die Maßnahme können die spezifischen Verminderungskosten
berechnet werden.
Tabelle E-36:
Heizenergieverlust durch die Fenster nach Durchführung der Maßnahmen
EZH
BA2
MFH
BA2
Nach
Maßnahme 2
Nach
Maßnahme 3
Ohne
Maßnahme
Nach
Maßnahme 1
Nach
Maßnahme 2
Nach
Maßnahme 3
MFH
Nach
Maßnahme 1
EZH
Ohne
Maßnahme
Energiebedarf
Spez. jährl. Energieverlust durch die
kWh/m²a
gesamte
Fensterfläche
57,9
24,5
19,4
15,8
40,9
17,3
13,7
11,2
Relativer spez. jährl.
Energieverlust durch die
gesamte Fensterfläche
100 %
42 %
34 %
27 %
100 %
42 %
33 %
27 %
101
In Abbildung E-19 sind die spezifischen und kumulierten CO2-Verminderungskosten
für Maßnahme 1 dargestellt.
350
MFH BA 5
EZH BA 5
300
MFH BA 4
250
200
EZH BA 4
150
100
MFH BA 3
50
EZH BA 3
0
-
MFH BA 2
EZH BA 1
EZH BA 2
1
2
3
4
5
6
MFH BA 1
7
8
9
10
35
MFH BA 5
EZH BA 5
MFH BA 4
EZH BA 4
30
25
MFH BA 3
EZH BA 3
20
15
MFH BA 1
10
MFH BA 2
EZH BA 1
5
EZH BA 2
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Die spezifischen Verminderungskosten für MFH liegen stets über den Kosten für EZH.
Der Grund dafür ist, dass die spezifischen Heizenergieeinsparungen bei den MFH,
wegen dem kleineren A/V-Verhälnis gegenüber den EZH, geringer sind. Der Fenstertausch bewirkt bei den EZH eine Verbesserung einer relativ großen Fläche.
102
Der Haushaltssektor
Die EZH und MFH von BA2 haben nahezu gleich große Verminderungskosten wie jene
von BA1, obwohl sie geringere spezifische Heizenergieeinsparungen aufweisen (vgl.
Tabelle E-33). Dies ist jedoch lediglich aufgrund der der Berechnung zugrunde liegenden
Betrachtungsweise der dynamischen Verminderungskosten (vgl. Kapitel Methodik) der
Fall, da für BA2 die Maßnahmen im Jahr 2005 umgesetzt werden, also praktisch kurz
nach Beginn des Betrachtungsjahrs 2003, und daher die Einsparungen fast über die
gesamte Betrachtungszeit bis zum Jahr 2033 wirksam werden.
Die maximalen CO2-Verminderungskosten liegen bei Maßnahme 1 für das MFH BA5
theoretisch unendlich hoch, da die Fenster der BA5 bereits den Dämmstandard von
Maßnahme 1 aufweisen (UW=1,1 W/m2K) und die Energieeinsparungen null sind
(Division durch null).
Die CO2-Verminderungskosten für Maßnahme 2 sind in Abbildung E-20 dargestellt. Es
gelten die selben Überlegungen wie bei Maßnahme 1.
103
350
MFH BA 5
300
250
EZH BA 5
200
MFH BA 4
150
EZH BA 4
100
50
EZH BA 3
0
EZH BA 2
- MFH BA 2
EZH BA 1
2
4
MFH BA 3
MFH BA 1
6
8
10
12
-50
70
MFH BA 5
60
EZH BA 5
MFH BA 4
EZH BA 4
50
40
MFH BA 3
EZH BA 3
30
MFH BA 1
20
EZH BA 1
10
0
EZH BA 2
0
MFH BA 2
2
4
6
8
10
12
-10
Die Abbildung E-21 stellt die Verminderungskosten für Maßnahme 3 dar.
104
Der Haushaltssektor
250
MFH BA 5
200
150
EZH BA 5
MFH BA 4
100
EZH BA 4
50
0
MFH BA 3
EZH BA 3
EZH BA 1
EZH BA 2
- MFH BA 2
2
4
MFH BA 1
6
8
10
12
-50
Kumulierte Emisssionsminderung in Mio. t/a
90
MFH BA 5
80
EZH BA 5
70
MFH BA 4
EZH BA 4
60
MFH BA 3
50
EZH BA 3
40
MFH BA 1
30
EZH BA 1
20
10
EZH BA 2
0
0 MFH BA 2
2
4
6
8
10
12
-10
Aus den zuvor ermittelten Daten ergeben sich die wirtschaftlich realisierbaren Potenziale. Maßnahme 1 ist zwar von den Investitionskosten her die günstigste Maßnahme,
weist allerdings kein wirtschaftliches Potenzial auf. Ersichtlich wird dies in
Abbildung E-19, in der Kurve mit den kumulierten CO2-Verminderungskosten, welche
keinen negativen Bereich aufweist. Maßnahme 2 hat ein wirtschaftliches CO2-
105
Verminderungspotenzial von 0,38 Mio. t pro Jahr. Die jährlichen kumulierten Verminderungskosten dafür liegen bei –1,72 Mio. €. Maßnahme 3 weist das größte wirtschaftliche
CO2-Verminderungspotenzial von 0,41 Mio. t CO2 pro Jahr auf. Allerdings liegen die
jährlichen kumulierten Verminderungskosten höher, nämlich bei -1,09 Mio. €.
Maßnahme 3 bringt zwar mehr Energieeinsparungen als Maßnahme 2, ist aber auch
teurer, so dass aus wirtschaftlicher Sicht Maßnahme 2 günstiger ist. Das wirtschaftliche
Potenzial ist in Tabelle E-37 dem technischen gegenübergestellt.
Die spezifischen CO2-Verminderungskosten bei den Fenstern sind im Vergleich zur
Gebäudehülle wesentlich höher. Sie liegen im Bereich von ca. –5 bis 326 €/t im Vergleich
zu etwa –6 bis 22 €/t bei der Wärmedämmung. Dies ist deshalb der Fall, weil die Aufbringung von Wärmedämmung pro m2 wesentlich günstiger ist, als eine Erhöhung des
Wärmedämmstandards der Fenster.
Tabelle E-37:
Technisches und wirtschaftliches Potenzial für die Maßnahmen 1 bis 3
Maßnahme 1 Maßnahme 2 Maßnahme 3 Maßnahme 1 Maßnahme 2 Maßnahme 3
Summe EmissionsEinsparungen in
Mio. t CO2/a
9,25
10,37
11,16
0
0,38
0,41
Summe
32,14
63,65
77,55
0
-1,72
-1,09
Das maximale technische Einsparpotenzial bei den Fenstern beträgt etwa 11,2 Millionen
Tonnen CO2 pro Jahr, also etwa ein Siebtel des Potenzials der Gebäudehülle, das bei
70,3 Millionen Tonnen CO2 pro Jahr liegt.
Die Sanierung der älteren Baualtersklassen 1 und 2 ermöglicht die größten Einsparungen. Einerseits liegen die spezifischen CO2-Verminderungskosten in den Baualtersklassen 1 und 2 zwischen -4,6 und 6,1 €/t und damit sehr niedrig. Auf der anderen Seite
schöpft die Sanierung der BA1 und BA2 bereits einen Großteil des Sanierungspotenzials,
nämlich etwa 10 Millionen Tonnen CO2 pro Jahr, aus.
Ein Fenstertausch sollte in der Regel immer im Zuge einer thermischen Sanierung der
Gebäudehülle erfolgen, da die Maßnahmen in konstruktiver Hinsicht aufeinander
abgestimmt werden sollten und sich nur so Wärmebrücken vermeiden lassen.
107
5
Der Informations- und Kommunikationssektor gewinnt auch im Haushalt kontinuierlich
an Bedeutung. Konnten Haushalte vor einigen Jahren noch höchstens ein Fernsehgerät
aufweisen, so sind heute viele bereits mit einem Zweit- oder sogar Drittgerät ausgestattet. Darüber hinaus ist der Wunsch nach immer größeren und leistungsfähigeren
Geräten allgegenwärtig. Dementsprechend spiegelt sich diese Entwicklung im Energieverbrauch, der zu einem Großteil durch Standby- und „Schein Aus“-Verluste verursacht
wird, wider. Die Leistungsaufnahme der Geräte ist zwar im Normalbetrieb am größten,
jedoch ist die Zeit, in der sich diese Geräte im Standby- und „Schein Aus“-Betrieb befinden, meist erheblich höher. In Folge dessen ist häufig der jährliche Energieverbrauch für
den Normalbetrieb nur geringfügig höher als für den Bereitschafts- bzw. „Schein Aus“Betrieb.
Maßnahmen, die dem steigenden Energieverbrauch des IuK-Sektors entgegenwirken
können, sind sowohl die Nutzung effizienterer Geräte, als auch der rationellere Umgang
mit den Geräten. Durch die Umstellung und Anpassung des Nutzungsverhaltens an die
Anforderungen könnte der überflüssige Energieverbrauch durch Standby und „Schein
Aus“ radikal reduziert oder sogar völlig vermieden werden.
Der Energieverbrauch durch Standby ergibt sich aus dem Bereitschaftsbetrieb, in dem
die Geräte nicht vollständig abgeschaltet werden. Der dadurch verursachte Leistungsbedarf könnte durch die richtige Technologie auf ein Minimum gesenkt werden.
„Schein Aus“-Verluste werden durch Geräte hervorgerufen, die trotz Ausschaltens
immer noch Energie aus dem Stromnetz beziehen. Dieser Bedarf kann auf die im Gerät
enthaltenen Transformatoren zurückgeführt werden, an denen trotz fehlender Energienachfrage auf der Nutzerseite ein Leistungsbedarf entsteht. Diesen Verlusten kann
durch die Trennung des Gerätes vom Netz (z. B. durch schaltbare Steckerleisten/geeignete Vorschaltgeräte) entgegengewirkt werden.
In Tabelle E-38 wird die Leistungsaufnahme in der Ausgangssituation und bei der
Nutzung der effizientesten Technologie dargestellt. Hierbei entsprechen die Daten für
„normal“ jeweils dem Ausgangszustand, d. h. der derzeit genutzten Technologie. Unter
„effizient“ wird die gegenwärtig energiesparendste Technologie angeführt. Die Leistungsaufnahme der effizienten Geräte wurde hauptsächlich den beiden Quellen
/DEA 07/ und /SEG 07/ entnommen. Da hier jedoch lediglich Angaben bezüglich der
Leistung im Normalbetrieb enthalten sind, wird angenommen, dass das Verhältnis von
Bereitschafts- zu „Schein Aus“ bei „normal“ und „effizient“ gleich bleibt (vgl.
Tabelle E-38).
Eine Ausnahme ergibt sich bei den Audiogeräten. Die Leistung von Stereoanlagen ist im
Vergleich zu Kompaktanlagen etwa doppelt so hoch. Dies resultiert aus der größeren
Anzahl an Einzelverbrauchern bei einer Stereoanlage, die zu einem Verbund zusammengeschlossen sind (z.B. Lautsprecher, CD-/DVD-Player, Kassettendeck, Verstärker).
Die Werte für die Standby- und „Schein Aus“-Leistung der Stereoanlagen wurden über
108
Der Haushaltssektor
die Werte für die Kompaktanlagen (aus /FfE 04/) ermittelt, da sie lediglich für diese
angegeben waren. Die Ermittlung des Gesamtenergiebedarfs wird exemplarisch in
Kapitel 5.3 angegeben.
Bei den Radioweckern sind die Effizienzsteigerungen größtenteils ausgeschöpft, sodass
keine weiteren Verbesserungen berücksichtig wurden. Die Radiorekorder weisen einen
stark rückläufigen Marktanteil auf, und werden wohl bald ganz vom Markt verschwinden, woraus sich ableiten lässt, dass die Hersteller keine großen Anstrengungen in die
Effizienzsteigerung dieser Geräte stecken werden. Aus diesem Grund gibt es auch hier
keine Einsparungen im Vergleich zur aktuellen Situation.
Bei den Fernsehern wird die effizienteste LCD-Technologie verwendet, wodurch sich im
Vergleich zu den Plasmageräten ein erhebliches Einsparpotenzial ergibt. Gegenüber
herkömmlichen LCD-Fernsehern fällt die Verbesserung der Leistungswerte relativ
gering aus. Da CRT-Geräte in der Regel kleinere Bildschirmdiagonalen aufweisen als
standardmäßig genutzte LCD-Apparate, wurden bei diesem Vergleich nur LCD-Fernseher bis 32 Zoll Bildschirmdiagonale einbezogen.
Bei den Playern sind es die Videorekorder, die die bedeutendsten Einsparpotenziale
erwarten lassen. Die Leistungsaufnahme der effizienten Videorekorder liegt immer noch
über jenen der DVD Spieler. Deshalb ist der Verdrängungseffekt durch DVD-Player aus
Sicht der Energieeinsparung sehr willkommen. Dieser Effekt wird durch den wachsenden Konsum der DVD-Rekorder jedoch abgeschwächt und zunehmend umgekehrt, da
der Leistungsbedarf (im Normalbetrieb) eines DVD-Rekorders etwa um das Drei- bis
Vierfache höher anzusetzen ist.
Effiziente Telefone haben im Standby-Betrieb keinen Energiebedarf mehr, bei den
Anrufbeantwortern kann der Bereitschaftsbedarf auf ein Hundertstel reduziert werden.
Bei Faxgeräten kann der Bedarf ebenfalls erheblich reduziert werden. Im Normalbetrieb
liegt er etwa bei 28 %, im Bereitschaftsbetrieb bei 23 % des Ausgangsbedarfs.
Die Effizienzsteigerung bei der EDV, den Druckern und den Monitoren weist ebenfalls
erhebliche Potenziale auf. Speziell im EDV-Bereich lässt sich die Leistung durch die
Anwendung der geeigneten Technologie auf bis zu 18 % reduzieren. Ähnlich wie im TVBereich gibt es auch bei den Monitoren den Trend zu flachen und Platz sparenden
Geräten. Um das Einsparpotenzial bei den Monitoren zu ermitteln, wird die Röhrentechnologie mit den effizientesten Flachbildmonitoren verglichen.
Die Gesamtenergie kann durch die Nutzung effizienterer Geräte um über 28 PJ/a gesenkt werden. Die größten Einsparungen könnten bei Audiogeräten, Videorekordern,
PCs und durch den Umstieg von CRT-Monitoren und Fernsehern auf LCD-Technologie
erzielt werden.
Tabelle E-38:
109
Vergleich Leistungsaufnahme und Energiebedarf
Leistungs- und Energieverbrauchsvergleich
Leistungsaufnahme in W
Gerätetyp
Normalbetrieb
Bereitschaft
Gesamtenergiebedarf in PJ/a
Schein-Aus Normalbetrieb
Bereitschaft
Schein-Aus Gesamt
Audiogerät
Stereoanlage
Kompaktanlage
Radiowecker
Radiorekorder
normal
effizient
normal
effizient
normal
effizient
normal
effizient
40
30
22
15
3
3
6
6
9
0,40
8
0,20
1,70
1,70
1,80
1,80
4
0,40
1
0,20
1
1
4,8
3,6
1,8
1,2
0,0
0,0
0,1
0,1
2,1
0,1
3,3
0,1
1,0
1,0
0,3
0,3
1,7
0,2
0,1
0,0
0,2
0,2
8,6
3,9
5,1
1,3
1,0
1,0
0,5
0,5
normal
effizient
normal
effizient
normal
effizient
86
61
139
120
300
120
3
0,83
2
0,82
6
0,8
1
0,21
1
0,25
2
0,2
14,5
10,3
1,6
1,3
0,1
0,0
1,1
0,3
0,1
0,0
0,0
0,0
0,3
0,1
0,0
0,0
0,0
0,0
15,9
10,7
1,7
1,3
0,1
0,0
normal
effizient
86
61
3
0,83
1
0,21
2,7
1,9
0,2
0,1
0,2
0,1
3,1
2,0
normal
effizient
86
61
3
0,83
1
0,21
0,7
0,5
0,1
0,0
0,1
0,0
0,9
0,5
normal
effizient
normal
effizient
28
11
11
7
5
1,00
2
0,70
1
0,25
1
0,21
0,9
0,4
0,1
0,0
2,1
0,4
0,4
0,1
0,3
0,1
0,1
0,0
3,3
0,8
0,6
0,2
normal
effizient
normal
effizient
normal
effizient
3,5
0,9
3,5
3,5
53
15
2,3
0
2,8
0,03
7
1,50
-
0,03
0,01
0,01
0,01
0,02
0,00
1,04
0,00
1,35
0,01
0,94
0,22
-
1,07
0,01
1,36
0,02
0,96
0,22
normal
effizient
normal
effizient
normal
effizient
96
56
42
11
17
3
5
1,70
2
1,23
5
1,40
1
0,27
1
0,31
2
0,47
3,4
2,0
0,2
0,1
0,0
0,0
0,6
0,2
0,0
0,0
0,2
0,1
0,5
0,2
0,1
0,0
0,3
0,1
4,5
2,3
0,3
0,1
0,5
0,1
normal
effizient
normal
effizient
20
9
300
220
6
0,55
20
7,50
3
0,20
3
0,00
0,0
0,0
0,2
0,1
0,2
0,0
0,2
0,1
1,5
0,1
0,4
0,0
1,7
0,1
0,8
0,2
normal
effizient
normal
effizient
normal
effizient
Differenz
88
27
45
27
4
0,78
2
0,78
0
0,25
1
0,25
2,5
0,8
0,3
0,2
33,88
22,45
11,43
0,2
0,0
0,0
0,0
15,25
3,03
12,22
0,3
0,1
0,1
0,0
6,23
1,21
5,02
3,0
0,9
0,4
0,2
55,36
26,69
28,67
Fernseher 1. Gerät
CRT-->kleine LCD
LCD
Plasma
Fernseher 2. Gerät
CRT --> kleine LCD
Fernseher 3. gerät
CRT --> kleine LCD
Player
Video
DVD
Telefone
Schnurlos
Anrufbeantworter
Faxgerät
EDV
PC
Laptop
Scanner
Drucker
Tintenstrahl
Laserdrucker
Monitore
CRT--> LCD
LCD
Energiebedarf
In Tabelle E-39 wird das CO2-Verminderungspotenzial durch den Umstieg auf effiziente IuK-Geräte dargestellt. Der angeführte Energiebedarf wird aus Tabelle E-38
entnommen. Insgesamt lässt sich durch diese Maßnahme eine jährliche CO2-Einsparung
110
Der Haushaltssektor
von gut 4,6 Mio. t CO2 erzielen. Den größten Anteil an dieser Reduktion nimmt der
Austausch von Stereo- und Kompaktanlagen sowie der Umstieg von CRT- auf LCDFernseher ein. Bei Radioweckern und Rekordern sind keine wesentlichen Einsparpotenziale vorhanden (Tabelle E-39 angegebene Referenz: vgl. Kapitel 5.3).
Tabelle E-39:
CO2-Verminderung durch Nutzung effizienter IuK-Geräte
CO2-Verminderung durch Nutzung effizienter IuK-Geräte
Referenz
Gerätetyp
Audiogerät
Stereoanlage
Kompaktanlage
Radiowecker
Radiorekorder
Fernseher (Erstgerät)
CRT
LCD
Plasma
Fernseher (Zweitgerät)
CRT
Fernseher (Drittgerät)
CRT
Rekorder
Video
DVD
Telefone
schnurlos
Anrufbeantworter
Faxgerät
EDV
PC
Laptop
Scanner
Drucker
Tintenstrahl
Laser
Monitore
CRT
LCD
Summe
Maßnahme
Energie
in PJ/a
Emissionen
in
Mio. t CO2/a
Energie
in PJ/a
Emissionen
in
Mio. t CO2/a
Differenz
in
Mio. t CO2/a
8,6
5,1
1,0
0,5
1,40
0,83
0,16
0,09
3,9
1,3
1,0
0,5
0,63
0,21
0,16
0,09
0,78
0,62
0,00
0,00
15,9
1,7
0,1
2,58
0,27
0,01
10,7
1,4
0,0
1,74
0,22
0,00
0,84
0,05
0,01
3,1
0,50
2,0
0,32
0,17
0,9
0,14
0,5
0,09
0,05
3,3
0,6
0,54
0,09
0,8
0,2
0,14
0,04
0,40
0,05
1,1
1,4
1,0
0,17
0,22
0,16
0,0
0,0
0,2
0,00
0,00
0,04
0,17
0,22
0,12
4,5
0,3
0,5
0,73
0,05
0,08
2,3
0,1
0,1
0,38
0,01
0,02
0,35
0,04
0,06
1,7
0,8
0,28
0,13
0,1
0,2
0,02
0,03
0,26
0,10
3,0
0,4
0,48
0,07
0,9
0,2
0,15
0,04
0,33
0,03
4,65
111
5.3 Referenz
Die Ausstattung mit IuK-Geräten unterscheidet sich je nach Haushalt erheblich. Für die
Art und Menge der genutzten Apparate spielt neben dem Einkommen auch die Größe
des Haushalts, d.h. die Anzahl der Bewohner, eine wichtige Rolle, da mit deren Anstieg
die Wahrscheinlichkeit der Mehrfachausstattung steigt
Im Folgenden wird auf die Gerätegruppen gesondert eingegangen. Als Grundlage dient
hierbei die in der FfE-Studie (/FfE 04/), enthaltene Studie des Fraunhofer ISI. Die
Ergebnisse der Studie werden mit neueren Datensätzen verglichen und den Anforderungen entsprechend angepasst. Dabei sind speziell die Leistungsbereiche und die Dauer im
Normal- und Bereitschaftsbetrieb zu nennen. Da es schwierig ist, aussagekräftige Werte
über die Leistung im „Schein Aus“-Betrieb zu gewinnen, wird in Fällen, in denen die
Literatur keine konkreten Werte liefert, jeweils das prozentuale Verhältnis von Standby
zu „Schein Aus“-Leistung aus der verglichenen Studie übernommen.
5.3.1 Audio-/Hifi Anlagen
In Tabelle E-40 wird auf den Bestand an Audio- bzw. Hifi-Anlagen in deutschen Haushalten eingegangen. Es zeigt sich, dass bis auf die „Radiorekorder“ alle Gerätetypen
steigende Tendenzen aufweisen. In die Kategorie Radiorekorder fallen sämtliche tragbare Audiogeräte, vom herkömmlichen Küchenradio bis hin zum umgangssprachlich
bezeichneten „Ghettoblaster“. Der rückläufigen Anzahl an Radiorekordern könnte ein
Verdrängungseffekt durch neuere Technologien im Bereich der tragbaren Medien (z.B.
MP3-Player) zu Grunde liegen. Die Anzahl der Stereoanlagen wächst im Betrachtungsraum am stärksten, Kompaktanlagen und Radiowecker verbuchen nur einen leichten
Anstieg.
Tabelle E-40:
Anzahl Audio-/Hifi-Anlagen im HH
Anzahl der Audio-/Hifi-Anlagen im HH
Gerätetyp
Jahr
Anzahl
2001
2003
2005
2001
2003
2005
2001
2003
2005
2001
2003
2005
28.392.000
29.318.000
30.244.000
19.882.000
19.947.000
20.012.000
19.997.000
20.067.000
20.138.000
13.891.000
13.275.000
12.660.000
Audiogerät
Stereoanlage
Kompaktanlage
Radiowecker
Radiorekorder
112
Der Haushaltssektor
Die in Tabelle E-41 aufgeführten Leistungswerte für den Normalbetrieb wurden aus
/FfE 04/ übernommen. Bei der Leistung für den Bereitschaftsbetrieb wurden die in der
Studie angenommenen 10 W auf 9 W (bei Stereoanlagen) bzw. auf 8 W (bei Kompaktanlagen) gesenkt. Die unterschiedliche Dauer für Normalbetrieb, Bereitschaft und
„Schein Aus“ wurden grundsätzlich der Quelle entlehnt. Es erfolgt lediglich eine Umrechnung von 365 auf 330 Tage, da die Werte der ISI Studie auf Basis von 365 Tagen pro
Jahr liegen, wohingegen diese Untersuchung davon ausgeht, dass die Geräte im Haushalt durchschnittlich lediglich 330 Tage im Jahr genutzt werden. Die Differenz ist das
Ergebnis der Berücksichtigung von Urlaub oder außerhäuslichen Tätigkeiten, während
derer die Geräte im Haushalt nicht genutzt werden.
Die einzige Neuerung erfolgt bei der Bereitschaftsdauer der Stereoanlage. Ursprünglich
wurde von 3.755 h/a ausgegangen, umgerechnet auf 330 Tage würde sich ein Wert von
3.395 h/a ergeben. Diese Dauer erscheint jedoch im Vergleich zur Betriebsdauer zu hoch.
Dem auf 2.260 h/a reduzierten Wert liegt die Annahme zu Grunde, dass Stereoanlagen
hauptsächlich von Erwachsenen genutzt werden, deren Energiebewusstsein etwas
ausgeprägter ist, wodurch der Bereitschaftsbetrieb nach der Nutzung relativ schnell in
den „Schein Aus“-Betrieb überführt wird. Im Vergleich dazu weisen Kompaktanlagen,
die vermehrt bei Kindern und Jugendlichen zum Einsatz kommen, einen erheblich
höheren Anteil der Bereitschaft an der gesamten Dauer auf. Zudem bieten Kompaktanlagen meist zusätzliche Funktionen, wie die Anzeige von Uhrzeit und/oder Datum. Die
Leistungswerte der Geräte bleiben über den Betrachtungszeitraum konstant, da davon
ausgegangen werden kann, dass die Entwicklung der Energieeffizienz bei diesen Anwendungen minimal ist.
Tabelle E-41:
Leistung und Betriebsdauer Audiogeräte
Leistung und Betriebsdauer von Audiogeräten
Gerätetyp
Stereoanlage
Kompaktanlage
Radiowecker
Radiorekorder
Jahr
2001
2003
2005
2001
2003
2005
2001
2003
2005
2001
2003
2005
Normalbetrieb
40
40
40
22
22
22
3
3
3
6
6
6
Bereitschaft
9,00
9,00
9,00
8,00
8,00
8,00
1,70
1,70
1,70
1,80
1,80
1,80
ScheinAus
3,60
3,60
3,60
1,20
1,20
1,20
1,00
1,00
1,00
Betriebsdauer in h/a
Normalbetrieb
1.130
1.130
1.130
1.130
1.130
1.130
81
81
81
199
199
199
Bereitschaft
2.260
2.260
2.260
5.659
5.659
5.659
7.839
7.839
7.839
3.088
3.088
3.088
ScheinAus
4.530
4.530
4.530
1.131
1.131
1.131
4.633
4.633
4.633
In Tabelle E-42 wird der Energiebedarf der Audiogeräte für die Jahre 2001, 2003 und
2005 aufgezeigt. Diese Tabelle geht sowohl auf den Energieverbrauch für einen Haushalt als auch für Gesamtdeutschland ein. Stereo- und Kompaktanlagen haben mit über
113
8 PJ/a bzw. über 5 PJ/a den größten Anteil am Energiebedarf. Bei Radioweckern fällt
keine „Schein Aus“-Leistung an, da diese in der Regel ununterbrochen in Bereitschaft
betrieben werden.
Tabelle E-42:
Energiebedarf Audiogeräte
Energiebedarf Audiogeräte
Gerätetyp
Stereoanlage
Kompaktanlage
Radiowecker
Radiorekorder
Jahr
2001
2003
2005
2001
2003
2005
2001
2003
2005
2001
2003
2005
Energiebedarf in kWh/a pro
HH
NormalBereitScheinbetrieb
schaft
Aus
45,2
20,3
16,3
45,2
20,3
16,3
45,2
20,3
16,3
24,9
45,3
1,4
24,9
45,3
1,4
24,9
45,3
1,4
0,2
13,3
0,2
13,3
0,2
13,3
1,2
5,6
4,6
1,2
5,6
4,6
1,2
5,6
4,6
Normalbetrieb
4,62
4,77
4,92
1,78
1,79
1,79
0,02
0,02
0,02
0,06
0,06
0,05
Bereitschaft
2,08
2,15
2,21
3,24
3,25
3,26
0,96
0,96
0,97
0,28
0,27
0,25
ScheinAus
1,67
1,72
1,78
0,10
0,10
0,10
0,23
0,22
0,21
Gesamt
8,37
8,64
8,91
5,12
5,13
5,15
0,98
0,98
0,98
0,57
0,54
0,52
5.3.2 Fernsehgeräte
Bei der Betrachtung der Fernsehgeräte wird jeweils in Erst-, Zweit- und Drittgeräte
unterschieden. Diese Untergliederung ist in Tabelle E-43 dargestellt. Alle Geräte der
Bauart LCD und Plasma werden zu den Erstgeräten gezählt, Röhrenfernseher werden
auf sämtliche Klassen aufgeteilt. Die Bestandsentwicklung lässt den aktuellen Trend
erkennen, der sich weg vom CRT- hin zum LCD-Gerät bewegt. Im Zeitraum von 2001 bis
2005 hat sich die Gesamtzahl der CRT-Geräte von etwa 54,4 Millionen auf
53,5 Millionen (Erst-, Zweit- und Drittfernseher) zwar nur relativ wenig vermindert,
jedoch hat sich die Anzahl an LCD-Geräten im selben Zeitraum verzehnfacht. Plasmafernseher können hingegen auf Grund der vergleichsweise höheren Investitionskosten
nur geringe Zuwächse aufweisen.
Eine weitere erkennbare Entwicklung ist die vermehrte Anschaffung von Zweit- bzw.
Drittgeräten. Der Ausstattungsgrad bei Fernsehern steigt kontinuierlich, da sich die
meisten Haushalte nicht mehr mit nur einem TV-Gerät begnügen. Dieser Umstand wird
einerseits durch steigenden Wohlstand (zumeist bei gutbetuchten Singles oder Ehepaaren), andererseits durch die höhere Nachfrage in Familien mit Kindern hervorgerufen. Diese zusätzliche Nachfrage nach Fernsehgeräten ist darauf zurückzuführen,
dass heutzutage ein großer Teil der Freizeit mit der Nutzung von Multimedia-Geräten
verbracht wird. So kommt es zu Überschneidungen im Nutzungsverhalten unterschiedlicher Generationen, wodurch Zweit- bzw. Drittgeräte angeschafft werden.
114
Tabelle E-43:
Der Haushaltssektor
Anzahl Fernsehgeräte
Anzahl Fernsehgeräte
Jahr
Anzahl
2001
2003
2005
2001
2003
2005
2001
2003
2005
36.354.000
34.708.000
33.062.000
485.000
2.243.000
4.000.000
25.000
50.000
75.000
2001
2003
2005
11.639.000
12.578.000
13.517.000
2001
2003
2005
6.448.000
6.701.000
6.954.000
Fernseher (Erstgerät)
CRT
LCD
Plasma
Fernseher (Zweitgerät)
CRT
Fernseher (Drittgerät)
CRT
In Tabelle E-44 wird die Leistung und Betriebsdauer der Fernsehgeräte nach Bauart
und Nutzung (Erst-, Zweit- und Drittgerät) unterschieden. Zwischen 2001 und 2005
steigt der Leistungsbedarf bei den Röhrengeräten aufgrund der Konsumentennachfrage
nach größere Bildschirmdiagonalen. Durch aktuelle Recherchen wurde die Leistung der
LCD-Fernseher im Vergleich zur ISI Studie von etwa 45 auf 147 W nach oben, die des
Plasmafernsehers von 350 auf 300 W nach unten korrigiert. Zudem wurde die Leistung
im Bereitschaftsmodus bei LCD-Fernsehern von 6 auf 5 W reduziert.
Die Betriebsdauer liegt im Jahr 2001 bei etwa 4 h/Tag (Erstgerät), 2 h/Tag (Zweitgerät)
und 1 h/Tag (Drittgerät). Der Normalbetrieb steigt im Zeitraum bis 2005 auf 4,2 h/Tag
(Erstgerät), 2,1 h/Tag (Zweitgerät) und 1,05 h/Tag (Drittgerät) an. Als Bereitschaftsdauer wird jeweils das Doppelte des Normalbetriebs angesetzt. Die Dauer für „Schein
Aus“ ergibt sich aus der Differenz der Gesamtstunden pro Tag im Jahr und der Summe
aus Normalbetrieb und Bereitschaft.
Tabelle E-44:
115
Leistung und Betriebsdauer Fernseher
Leistung und Betriebsdauer Fernseher
Gerätetyp
Fernseher
(Erstgerät)
2001
CRT
2003
2005
2001
LCD
2003
2005
2001
2003
Plasma
2005
Fernseher
(Zweitgerät)
2001
CRT
2003
2005
Fernseher
(Drittgerät)
2001
CRT
2003
2005
NormalBereitSchein-Aus
betrieb
schaft
NormalBereitSchein-Aus
betrieb
schaft
75
86
97
131
139
147
300
300
300
2,75
2,75
2,75
2,00
2,00
2,00
6,00
6,00
6,00
0,79
0,69
0,69
0,80
0,60
0,60
1,71
1,50
1,50
1.320
1.353
1.386
1.320
1.353
1.386
1.320
1.353
1.386
2.988
3.063
3.137
2.988
3.063
3.137
2.988
3.063
3.137
3.612
3.504
3.397
3.612
3.504
3.397
3.612
3.504
3.397
75
86
97
2,75
2,75
2,75
0,79
0,69
0,69
660
677
693
1.494
1.531
1.569
5.766
5.712
5.658
75
86
97
2,75
2,75
2,75
0,79
0,69
0,69
330
338
347
747
766
784
6.843
6.816
6.789
Die Energiebedarfsberechnung (vgl. Tabelle E-45) zeigt, dass Fernsehgeräte den weitaus höchsten Energiebedarf im Informations- und Kommunikationsbereich aufweisen.
Zudem entstand zwischen 2001 und 2005 ein erheblicher Mehrbedarf, der neben den
Zuwächsen im Bestand zusätzlich durch die verstärkte Anwendung leistungsstarker
Apparate (bei den CRT Geräten) hervorgerufen wird. Im Jahr 2001 lag der Gesamtenergiebedarf noch bei rund 18 PJ, dieser hat sich jedoch im Laufe der vier folgenden Jahre
um fast 40 % auf 25 PJ erhöht.
116
Der Haushaltssektor
Tabelle E-45:
Energiebedarf Fernsehgeräte
Energiebedarf Fernsehgeräte
Gerätetyp
Jahr
HH
Schein- Normal- BereitAus
betrieb
schaft
Normalbetrieb
Bereitschaft
ScheinAus
Gesamt
Fernseher
(Erstgerät)
CRT
LCD
Plasma
2001
2003
2005
2001
2003
2005
2001
2003
2005
99,0
116,7
134,4
172,5
188,1
203,7
396,0
405,9
415,8
8,2
8,4
8,6
6,0
6,1
6,3
17,9
18,4
18,8
2,8
2,6
2,3
2,9
2,5
2,0
6,2
5,6
5,1
12,96
14,48
16,00
0,30
1,62
2,93
0,04
0,07
0,11
1,08
1,05
1,03
0,01
0,05
0,09
0,00
0,00
0,01
0,37
0,32
0,28
0,01
0,02
0,03
0,00
0,00
0,00
14,40
15,85
17,31
0,32
1,69
3,05
0,04
0,08
0,12
2001
2003
2005
49,5
58,4
67,2
4,1
4,2
4,3
4,5
4,2
3,9
2,07
2,67
3,27
0,17
0,19
0,21
0,19
0,19
0,19
2,44
3,05
3,67
2001
2003
2005
24,8
29,2
33,6
2,1
2,1
2,2
5,4
5,0
4,7
0,57
0,71
0,84
0,05
0,05
0,05
0,12
0,12
0,12
0,75
0,88
1,01
Fernseher
(Zweitgerät)
CRT
Fernseher
(Drittgerät)
CRT
Tabelle E-46 zeigt die Entwicklung im Bereich der Video- und DVD-Player. Es zeigt
sich ein ähnliches Bild wie bei CRT- und LCD-Fernsehgeräten. Zunächst überwiegt die
Anzahl der herkömmlichen Videorekorder, bis zum Jahr 2005 wird sich diese Situation
jedoch nahezu umkehren. Dieser Umstand lässt sich einerseits durch den Preisverfall
der DVD-Geräte, andererseits durch die allgemeine Umstrukturierung der Medienlandschaft vom VHS- auf das DVD-Format erklären.
Tabelle E-46:
117
Anzahl Video- & DVD-Player
Anzahl Video- & DVD-Player
Gerätetyp
Video
DVD
Jahr
Anzahl
2001
2003
2005
2001
2003
2005
25.000.000
22.900.000
20.800.000
2.500.000
11.000.000
19.500.000
Tabelle E-47 zeigt, dass dieser Umstieg aus energetischer Sicht sinnvoll ist, da DVDPlayer niedrigere spezifische Leistungswerte, sowohl im Normal- als auch im Bereitschaftsbetrieb, verbuchen können. Die Unterschiede in der Betriebsdauer lassen sich
durch den Umstand erklären, dass Video-Player auch zur Aufnahme genutzt werden,
wohingegen DVD-Player nicht über diese Funktion verfügen. Aus diesem Grund ist die
Betriebsdauer der Video-Player bzw. -Rekorder höher anzusetzen. DVD-Rekorder sind
derzeit noch relativ kostspielig, weshalb sich noch keine Marktdurchdringung ergeben
konnte. In Zukunft muss jedoch damit gerechnet werden, dass auch im DVD-Bereich die
Aufnahme- und Abspielfunktion in einem Gerät verschmelzen, wodurch sich ähnliche
Betriebszeiten erwarten lassen. Deshalb wächst die Dauer für den Normalbetrieb bei
DVDs erheblich schneller als bei Video-Playern, da davon ausgegangen wird, dass neben
den gewöhnlichen Playern zusätzlich verstärkt DVD-Rekorder zum Einsatz kommen.
Tabelle E-47:
Leistung und Betriebsdauer Video- & DVD-Player
Leistung und Betriebsdauer Video- & DVD-Player
Gerätetyp
Video
DVD
Jahr
2001
2003
2005
2001
2003
2005
schaft
Aus
28
5,00
1,67
28
5,00
1,25
28
5,00
1,25
11
2,00
0,67
11
2,00
0,60
11
2,00
0,60
schaft
Aus
398
5.015
2.507
408
5.008
2.504
418
5.002
2.501
99
5.214
2.607
154
5.177
2.588
209
5.141
2.570
Durch die Kombination aus geringerer Leistungsaufnahme und kürzeren Betriebszeiten
ergibt sich folglich ein weitaus reduzierter Energiebedarf bei den DVD-Playern (siehe
Tabelle E-48). Jedoch steigt dieser durch den mengenmäßigen Zuwachs und das Anwachsen der Nutzungsdauer zwischen 2001 und 2005 von 0,12 auf fast 1 PJ an. Im
Vergleich dazu sinkt der Energiebedarf bei den Videorekordern im gleichen Zeitraum
118
Der Haushaltssektor
von 3,64 auf 2,98 PJ. Durch die hohe Bereitschaftsdauer fällt in diesem Bereich der
verhältnismäßig größte Energiebedarf der Player an.
Tabelle E-48:
Energiebedarf Video-& DVD-Player
Energiebedarf Video- & DVD-Player
Gerätetyp
Video
DVD
Jahr
2001
2003
2005
2001
2003
2005
Energiebedarf in kWh/a pro HH
schaft
Aus
11,1
25,1
4,2
11,4
25,0
3,7
11,7
25,0
3,1
1,1
10,4
1,7
1,7
10,4
1,6
2,3
10,3
1,5
NormalBereit- ScheinGesamt
betrieb
schaft
Aus
1,00
2,26
0,38
3,64
0,94
2,06
0,31
3,31
0,88
1,87
0,23
2,98
0,01
0,09
0,02
0,12
0,09
0,41
0,06
0,56
0,16
0,72
0,11
0,99
5.3.3 Telefone
Bei den Telefonen werden Festnetzapparate nicht berücksichtigt, da sie in der Regel
keine aufwändigen Funktionen aufweisen und über die Telefonleitung mit Elektrizität
versorgt werden. Schnurlose Telefone erfreuen sich immer größerer Beliebtheit, die sich
im Anstieg der Bestandszahlen widerspiegelt (vgl. Tabelle E-49). Innerhalb von
5 Jahren hat sich die Zahl um 3,5 Mio. auf 18,5 Mio. erhöht. Anrufbeantworter verbuchen ebenso wie schnurlose Telefone einen ähnlichen rasanten Anstieg. Im Gegensatz
dazu ist die Anzahl an Faxgeräten rückläufig. Dieser Umstand ist durch die verstärkte
Internetnutzung zu erklären. Herkömmliche Faxe werden durch E-Mails verdrängt.
Tabelle E-49:
Anzahl Telekommunikationsgeräte
Anzahl Telekommunikationsgeräte
Gerätetyp
Schnurlos
Anrufbeantworter
Faxgerät
Jahr
2001
2003
2005
2001
2003
2005
2001
2003
2005
Anzahl
15.000.000
16.750.000
18.500.000
16.180.000
17.377.000
18.574.000
5.312.000
5.084.500
4.857.000
Der Normalbetrieb legt die Nutzungsdauer des Telefons fest, sprich die Dauer, in der
anhand des Telefons kommuniziert wird. Die Nutzungsdauer wurde einer Studie von IP
Deutschland (vgl./FfE 04/) entnommen. Hierin wurde eine durchschnittliche Gesprächsdauer von etwa 12 Minuten täglich ermittelt (siehe Tabelle E-50). Die 136 h/a ergeben
119
sich durch die Erweiterung der 12 Minuten um das Doppelte, wodurch die angenommenen Anrufe zusätzlich Berücksichtigung finden. Bei den Faxgeräten wurde die Leistung
von 13 W auf 53 W nach oben gesetzt. Diese Korrektur erfolgte, da die aktuell besten
Geräte eine Betriebsleistung von weit über 13 W besitzen. Im Bereich „Schein Aus“ fällt
bei Telefonen und ähnlichen Anlagen keine Leistung an, da sie ganzjährig betrieben
werden und somit nur zwischen Normalbetrieb und Bereitschaft wechseln.
Tabelle E-50:
Leistung und Betriebsdauer Telekommunikationsgeräte
Leistungsaufnahme und Dauer Telekommunikationsgeräte
Gerätetyp
Jahr
Normal- Bereit- Scheinbetrieb
schaft
Aus
Normalbetrieb
Dauer in h/a
BereitScheinschaft
Aus
Telefone
Schnurlos
Anrufbeantworter
Faxgerät
2001
2003
2005
2001
2003
2005
2001
2003
2005
3,5
3,5
3,5
3,5
3,5
3,5
53
53
53
2,50
2,25
2,00
3,00
2,75
2,50
6,50
6,50
6,50
-
136
136
136
45
45
45
18
18
18
7.784
7.784
7.784
7.911
7.911
7.911
7.902
7.902
7.902
-
Der Energiebedarf der Telefone und Anrufbeantworter bleibt im Zeitraum zwischen
2001 und 2005 in etwa konstant, bei den Faxgeräten fällt der Bedarf minimal ab (siehe
Tabelle E-51). Dieser Umstand lässt sich auf die Änderung der Gesamtanzahl an
Geräten zurückführen. Mit einem Energieverbrauch um 1 PJ spielen Telefongeräte bei
der Gesamtbetrachtung eine eher untergeordnete Rolle.
120
Der Haushaltssektor
Tabelle E-51:
Energiebedarf Telekommunikationsgeräte
Energiebedarf Telekommunikationsgeräte
Gerätetyp
Jahr
HH
Normal- Bereit- Scheinbetrieb
schaft
Aus
Normalbetrieb
Bereitschaft
ScheinAus
Gesamt
0,03
0,03
0,03
0,01
0,01
0,01
0,02
0,02
0,02
1,05
1,04
1,04
1,38
1,35
1,32
0,98
0,94
0,90
-
1,08
1,07
1,07
1,39
1,36
1,33
1,00
0,96
0,91
Telefone
Schnurlos
Anrufbeantworter
Faxgerät
2001
2003
2005
2001
2003
2005
2001
2003
2005
0,5
0,5
0,5
0,2
0,2
0,2
1,0
1,0
1,0
19,5
17,5
15,6
23,7
21,8
19,8
51,4
51,4
51,4
-
5.3.4 EDV
Tabelle E-52 zeigt, dass die Anzahl von EDV-Geräte stetig steigt. Desktop-PCs liegen
zahlenmäßig weit über den Laptops, jedoch lässt die aktuelle Entwicklung stärkere
Zuwächse in der Laptopsparte erwarten.
Tabelle E-52:
Anzahl EDV-Geräte
Anzahl EDV-Geräte
Gerätetyp
PC
Laptop
Scanner
Jahr
2001
2003
2005
2001
2003
2005
2001
2003
2005
Anzahl
26.124.000
27.193.000
28.263.000
2.613.000
3.577.500
4.542.000
4.452.000
6.476.000
8.500.000
Der Leistungsbedarf von Desktop-PCs und Laptops wurde gegenüber den ursprünglichen Daten der ISI Studie nach oben gesetzt. Beim Desktop-PC wurde die Leistungsaufnahme von 60 auf 100 W korrigiert, bei den Laptops von 21 auf 45 W (vgl.
Tabelle E-53). Die Grundlage für die Werte bilden sowohl Messungen als auch die
Betrachtung der Performance neuer Rechner. Schwierigkeiten ergeben sich durch die
große Auswahl an Komponenten und durch die Ausstattung der Rechner, wodurch
121
allgemeingültige Aussagen erschwert werden. Die Neubewertung der Leistungszahlen
kann mit dem Trend hin zu leistungsfähigen Rechnern begründet werden.
Tabelle E-53:
Leistung und Betriebsdauer EDV
Leistung und Betriebsdauer EDV
Gerätetyp
Jahr
2001
2003
2005
2001
2003
2005
2001
2003
2005
PC
Laptop
Scanner
schaft
Aus
92
5,00
0,80
96
5,00
0,80
100
5,00
0,80
39
2,10
1,40
42
2,10
0,88
45
2,10
0,88
18
5,00
2,50
17
5,00
1,67
16
5,00
1,67
Dauer in h/a
NormalBereitbetrieb
schaft
335
1.130
359
1.206
384
1.281
335
561
359
582
384
603
14
1.692
15
1.788
16
1.884
ScheinAus
6.455
6.355
6.255
7.024
6.978
6.933
6.215
6.117
6.020
In Tabelle E-54 ist der Energiebedarf der EDV dargestellt. Es wird ersichtlich, dass
Desktop-PCs den größten Energiebedarf besitzen. Dies liegt am vergleichsweise höchsten Leistungsbedarf für den Normalbetrieb. Beim Scanner tritt trotz geringerer Leistungsaufnahme ein Großteil des Energiebedarfs während der Bereitschafts- bzw.
„Schein Aus“-Phase auf. Sämtliche Gerätetypen weisen einen Anstieg des Energiebedarfs auf. Dies resultiert zum einen aus der zunehmenden Leistungsaufnahme (bei
PCs und Laptops) und zum anderen aus den steigenden Ausstattungsgraden.
Tabelle E-54:
Energiebedarf EDV-Geräte
Energiebedarf EDV-Geräte
Gerätetyp
PC
Laptop
Scanner
Jahr
2001
2003
2005
2001
2003
2005
2001
2003
2005
schaft
Aus
30,7
5,7
5,2
34,5
6,0
5,1
38,4
6,4
5,0
12,9
1,2
9,8
15,1
1,2
7,9
17,3
1,3
6,1
0,2
8,5
15,5
0,3
8,9
12,8
0,3
9,4
10,0
NormalBereitScheinGesamt
betrieb
schaft
Aus
2,88
0,53
0,49
3,90
3,40
0,59
0,50
4,49
3,91
0,65
0,51
5,07
0,12
0,01
0,09
0,22
0,20
0,02
0,10
0,31
0,28
0,02
0,10
0,40
0,00
0,14
0,25
0,39
0,01
0,21
0,28
0,50
0,01
0,29
0,31
0,60
122
Der Haushaltssektor
Bei den Druckern wird zwischen Tintenstrahl- und Laserdrucker unterschieden. In
Haushalten kommen mit etwa 75 % hauptsächlich Tintenstrahldrucker zum Einsatz
(vgl. Tabelle E-55). Im Zeitraum zwischen 2001 und 2005 können sowohl Laser- als
auch Tintenstrahldrucker einen erheblichen Anstieg verbuchen. Laserdrucker weisen
einen Zuwachs von 40 % auf, die Anzahl der Tintenstrahldrucker steigt um etwa 19 %.
Tabelle E-55:
Anzahl Drucker
Anzahl Drucker
Gerätetyp
Tintenstrahl
Laserdrucker
Jahr
2001
2003
2005
2001
2003
2005
Anzahl
14.751.000
16.148.500
17.546.000
4.404.000
5.278.000
6.152.000
Die Leistungsbereiche der beiden Drucker im Normalbetrieb unterscheiden sich deutlich
voneinander. Mit durchschnittlich 20 W liegen Tintenstrahldrucker bei etwa 7 % des
Leistungsbedarfs eines durchschnittlichen Laserdruckers. Im Hinblick auf die Leistung
für den Bereitschaftsbetrieb ergeben sich ähnliche Differenzen. Hierbei weisen Laserdrucker mit etwa 20 W jedoch lediglich den dreifachen Bedarf auf (vgl. Tabelle E-56).
Tabelle E-56:
Leistung und Betriebsdauer Drucker
Leistung und Betriebsdauer Drucker
Gerätetyp
Jahr
Tintenstrahl
Laserdrucker
2001
2003
2005
2001
2003
2005
schaft
Aus
20
6
4
20
6
3
20
6
3
300
20
3
300
20
3
300
20
3
Normalbetrieb
27
29
32
27
29
32
Dauer in h/a
Bereitschaft
631
631
631
631
631
631
ScheinAus
7.262
7.260
7.257
7.262
7.260
7.257
In Tabelle E-57 wird auf den Energiebedarf von Druckern eingegangen. Der Energiebedarf im „Schein Aus“-Betrieb überwiegt aufgrund der hohen Dauer. Laserdrucker benötigen pro Jahr etwa 17 kWh mehr Energie. In der Gesamtbetrachtung benötigen
Laserdrucker etwa die Hälfte der Energie der Tintenstrahldrucker aufgrund eines
kleineren prozentualen Anteils am Bestand. Diese Verhältnisse verschieben sich jedoch
mit zunehmender Anzahl an Laserdruckern. Zwischen 2001 und 2005 nähern sich die
Energiebedarfswerte der beiden Druckervarianten immer stärker an.
Tabelle E-57:
123
Energiebedarf Drucker
Energiebedarf Drucker
Gerätetyp
Jahr
2001
Tintenstrahl 2003
2005
2001
Laserdrucker 2003
2005
schaft
Aus
0,5
3,8
29,0
0,6
3,8
21,8
0,6
3,8
21,8
8,1
12,6
21,8
8,8
12,6
21,8
9,5
12,6
21,8
Normal- Bereit- ScheinGesamt
betrieb
schaft
Aus
0,03
0,20
1,54
1,77
0,03
0,22
1,46
1,71
0,04
0,24
1,38
1,65
0,13
0,20
0,35
0,67
0,17
0,24
0,41
0,82
0,21
0,28
0,48
0,97
5.3.5 Monitore
In Tabelle E-58 ist ersichtlich, dass herkömmliche Röhrenmonitore den Großteil am
Gesamtbestand ausmachen, jedoch steigt die Bestandszahl wesentlich langsamer als die
der LCD-Monitore. Hieraus lässt sich bereits für die kommenden Jahre ein gewisser
Verdrängungseffekt ableiten.
Tabelle E-58:
Anzahl Monitore
Anzahl der Monitore
Gerätetyp
CRT
LCD
Jahr
2001
2003
2005
2001
2003
2005
Anzahl
21.532.000
21.787.0001
22.041.000
4.595.000
5.409.000
6.222.000
Tabelle E-59 zeigt, dass der Umstieg von CRT- auf LCD-Monitore aus energetischer
Sicht sinnvoll ist. LCD-Monitore benötigen im Normalbetrieb nur etwa die Hälfte der
Leistung. Im „Schein Aus“-Betrieb liegt der Leistungsbedarf etwa gleich hoch. Bei der
Betriebs-, Bereitschafts- und „Schein Aus“-Dauer wird jeweils von den gleichen Werten
ausgegangen.
124
Der Haushaltssektor
Tabelle E-59:
Leistung und Betriebsdauer Monitore
Leistung und Betriebsdauer Monitore
Gerätetyp
CRT
LCD
schaft
Aus
86
3,50
0,70
88
3,50
0,47
90
3,50
0,47
45
2,00
1,00
45
2,00
0,60
45
2,00
0,60
Jahr
2001
2003
2005
2001
2003
2005
Normalbetrieb
335
359
384
335
359
384
Dauer in h/a
Bereitschaft
565
603
640
565
603
640
ScheinAus
7.020
6.958
6.896
7.020
6.958
6.896
Aufgrund der hohen Leistung weisen Monitore den größten Energiebedarf im Normalbetrieb auf (vgl. Tabelle E-60). Bei der Betrachtung der Monitore fällt auf, dass die benötigte Energie bei „Schein Aus“ trotz der geringen Leistungsaufnahme relativ hoch ist.
Dieser Umstand resultiert aus der großen Zeitspanne, während der sich der Monitor im
„Schein Aus“-Modus befindet. Die Monitore tragen mit etwa 3,7 PJ (2005) zum Gesamtenergiebedarf bei, der Anteil der Röhrenmonitore macht davon den Großteil von 86 %
aus.
Tabelle E-60:
Energiebedarf Monitore
Energiebedarf Monitore
Gerätetyp
Jahr
CRT
LCD
2001
2003
2005
2001
2003
2005
schaft
Aus
28,9
2,0
4,9
31,7
2,1
4,1
34,6
2,2
3,2
15,1
1,1
7,0
16,2
1,2
5,6
17,3
1,3
4,1
NormalBereitScheinGesamt
betrieb
schaft
Aus
2,24
0,15
0,38
2,77
2,49
0,17
0,32
2,97
2,74
0,18
0,26
3,18
0,25
0,02
0,12
0,38
0,32
0,02
0,10
0,45
0,39
0,03
0,09
0,51
In Tabelle E-61 wird der Gesamtenergieverbrauch der drei Betrachtungsjahre dargestellt. Hierin sind sämtliche zuvor bewerteten Bereiche enthalten. Grundsätzlich lässt
sich zwischen 2001 und 2005 ein erheblicher Sprung im Energiebedarf von über 10 PJ
erkennen, was einem Anstieg von ca. 20 % entspricht. Dies liegt neben dem in der Regel
wachsenden Leistungsbedarf an den steigenden Ausstattungsgraden im Informationsund Kommunikationssektor.
Tabelle E-61:
125
Energieverbrauch IuK
Energieverbrauch IuK
Jahr
2001
2003
2005
Energieverbrauch in PJ/a
50,31
55,36
60,41
In Tabelle E-62 wird auf die finanziellen Aspekte eines Umstiegs auf effiziente Informations- und Kommunikationsgeräte eingegangen. Es werden sowohl die aktuellen
Investitionskosten als auch die Einsparungen hinsichtlich der Ausgaben während der
Nutzungsdauer angeführt. Es wird zwischen jährlichen und periodischen Betriebskosteneinsparungen unterschieden. Die periodische Einsparung ist die Summe der
jährlichen Einsparungen über die durchschnittliche Lebensdauer. Als Lebensdauer
werden generell 10 Jahre angenommen, nur bei PCs und Laptops fällt die Dauer mit 5
Jahren geringer aus. In der Regel entspricht bei PCs und Laptops die Lebensdauer nicht
der Nutzungsdauer, da die hohe Innovations- und Entwicklungsrate der EDV den
Konsumenten dazu bringt, das funktionsfähige, jedoch veraltete Gerät frühzeitig gegen
ein neueres Produkt einzutauschen.
In den meisten Fällen liegen die Investitionskosten der Maßnahme höher als jene der
genutzten Technologie durchschnittlichen Standards. In einigen Fällen weist die effiziente Variante jedoch geringere Investitionskosten auf (z.B. Drucker). Die jährlichen
Einsparungen bei den Betriebskosten erscheinen relativ gering, betrachtet man jedoch
die periodischen Betriebskosteneinsparungen, kann der höhere Anschaffungspreis der
Maßnahme größtenteils kompensiert werden.
126
Der Haushaltssektor
Tabelle E-62:
Kosten für Tausch von IuK-Geräten
Kosten für den Austausch
Gerätetyp
Investitionskosten Investitionskosten
in € (Ref.)
in € (effizient)
Periodische
Betriebskosten
Betriebskosten
einsparung
einsparung in €
in €/a pro HH
pro HH
Audiogeräte
Stereoanlage
700
770
8
76
Kompaktanlage
230
250
9
90
CRT Æ kleiner LCD
230
770
7
71
LCD
1.750
1.650
5
47
Plasma Æ LCD
1.525
1.650
44
440
230
770
4
39
230
770
2
23
Video
90
110
5
51
DVD
87
112
1
14
schnurlos
60
70
3
30
Anrufbeantworter
60
70
4
36
Faxgerät
90
95
7
68
Fernseher
(Erstgerät)
Fernseher
(Zweitgerät)
CRT Æ kleiner LCD
Fernseher
(Drittgerät)
CRT Æ kleiner LCD
Player
Telefone
EDV
PC
530
640
4
18
Laptop
1300
1500
3
15
Scanner
75
60
3
14
Tintenstrahl
96
65
5
47
Laser
210
185
5
54
Röhre Æ LCD
130
390
4
44
Flachbild
350
390
2
18
Drucker
Monitore
In Abbildung E-22 sind die spezifischen und kumulierten Verminderungskosten im
Informations- und Kommunikationsbereich dargestellt. Es werden unterschiedliche
Maßnahmen bezogen auf ihr CO2-Einsparpotenzial und die damit verbundenen Verminderungskosten dargestellt. Das größte Einsparpotenzial bis 4 Mio. t CO2 kostet ca. bis zu
5.000 €/t.
127
35.000
Laptop 05
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
Flachbildmonitore 05
5.000
Stereoanlage 01
0
0
LCD TV 95
Plasma TV 96
CRT Monitor 05
Desktop PC 05
1
2
3
4
5
1
2
3
4
5
-5.000
Verminderungskosten in Mrd. €/a
14
12
10
8
6
4
2
0
0
-2
Abbildung E-22: Verminderungskosten 2003
Die Kurve der Verminderungskosten weist einen sehr steilen Anstieg auf über
30.000 €/t, auf. In diesem Bereich können jedoch insgesamt vergleichsweise wenig CO2Emissionen vermieden werden, weshalb die Maßnahme „Laptop 05“ sowohl aus ökologischer als auch ökonomischer Sicht für den Konsumenten uninteressant ist. Zu diesen
kostenintensiven Maßnahmen gehört beispielsweise der Austausch neuer Laptops
(Anschaffungsjahre 2004 und 2005).
Die hohen Kosten, die die Kurve der kumulierten Verminderungskosten aufzeigt, werden durch den Umstand hervorgerufen, dass durch den Umstieg auf die effizienteste
Technologie im IuK-Bereich pro Gerät und Technologie in der Regel relativ geringe CO2Reduzierungen erreicht werden.
128
Der Haushaltssektor
Der Verlauf der spezifischen Verminderungskosten zeigt, dass es nur relativ wenige
Maßnahmen gibt, die sich im negativen Bereich befinden. Jedoch würde die Umsetzung
dieser Maßnahmen eine CO2-Einsparung von jährlich ungefähr 0,5 Mio. t bewirken. Im
Bereich zwischen ca. 0,5 Mio. t und etwa 3 Mio. t CO2/a erfolgt ein relativ flacher Anstieg
bis etwa 3 Mio. t CO2/a. In diesem Bereich liegen die Verminderungskosten bei rund
4.000 €/t.
Die Berücksichtigung des Verbraucherverhaltens für die Ermittlung des praktischen
Potenzials stellt sich sehr schwierig dar. Es wird davon ausgegangen, dass gerade bei
Fernsehern und Monitoren von kleineren Bilddiagonalen zu größeren oder sogar zum
Zweit-Monitor gewechselt wird. In einigen Studien wird sogar von einer Effizienzsteigerung durch einen Zweit-Monitor (anstelle eines größeren Monitors) gesprochen.
Dieses Verhalten verursacht kleinere CO2-Einsparungen als hier ausgewiesen wurde.
129
6
Beleuchtung
Die Beleuchtung weist einen Anteil von etwa 11 % am Stromverbrauch im Haushaltssektor auf /BMWi 07b/. Durch die Verwendung energieeffizienter Lampen kann gegenüber herkömmlichen Glühlampen ein beträchtlicher Teil an Energie eingespart werden.
Dieses Potenzial kann größtenteils ohne Behaglichkeits- oder Komfortverluste erschlossen werden, da beispielsweise Energiesparlampen gegenüber Standard-Glühlampen bei
gleicher Beleuchtungsstärke nur etwa 20 % der elektrischen Energie benötigen und in
unterschiedlichen Lichtfarben erhältlich sind.
Die wesentlichen Maßnahmen, die zur energetischen Einsparung im Beleuchtungssektor
beitragen können, sind:
Nutzung effizienter Technologien
Die Glühlampe ist zurzeit das meist genutzte Beleuchtungsmittel. Alternative Leuchtmittel wie beispielsweise LEDs weisen eine wesentlich höhere Lichtausbeute auf, jedoch
sind deren hohe Anschaffungskosten ein Hemmnis für einen großflächigen Einsatz. Die
Qualität und Effizienz der Beleuchtung sowie die Betriebskosten werden noch zu selten
berücksichtigt. Da ein geringerer Energiebedarf mit reduzierten Betriebskosten gleichzusetzten ist, resultieren durch die Nutzung effizienterer Lampen mittel- und langfristig
finanzielle Vorteile. Die Lebensdauer einer Glühlampe beträgt etwa 1.000 Stunden, die
einer Energiesparlampe ist um den Faktor 5 bis 15 höher. LEDs besitzen derzeit bereits
eine Lebensdauer von bis zu 50.000 Stunden.
Sparsamerer Umgang mit Energie bzw. besseres Nutzerverhalten
Neben der Nutzung effizienter Technologien bietet das bewusste Verhalten der Nutzer
ein weiteres Energieeinsparpotenzial. Da das Bedürfnis nach Komfort während der
vergangenen Jahre kontinuierlich gestiegen ist, erscheint aber ein sparsamerer oder
reduzierter Umgang kaum realisierbar. Durch den Einsatz technischer Hilfsmittel wie
Bewegungsmelder und Zeitschaltuhren kann das optimale Nutzerverhalten nachgeahmt
werden. Obwohl die Beleuchtung dabei nur bei Bedarf in Betrieb ist, werden diese
Systeme nur in begrenztem Umfang eingesetzt.
Der Umfang für die Anwendung von Beleuchtungssystemen wächst kontinuierlich.
Insbesondere die Anzahl von Geräten mit Beleuchtung steigt stark an.
Alternative Energieträger
Aktuell werden nahezu ausnahmslos alle Leuchtmittel auf Basis elektrischer Energie
betrieben, weil alle anderen Energieträger nicht so universell wie elektrischer Strom
einsetzbar sind. Von einem Umstieg auf andere Energieträger (z.B. Gas- oder Öllampen)
ist zudem aus Sicherheitsgründen und aus Komfortgründen nicht auszugehen.
Nachdem man kurzfristig mit keiner Änderung im Nutzerverhalten rechnen kann und
auch die Substitution der elektrischen Energie im Beleuchtungsbereich undenkbar ist,
resultiert das aktuelle CO2-Verminderungspotenzial alleine aus dem Einsatz effizienterer Technologien.
130
Der Haushaltssektor
So werden in weiterer Folge bei dieser Untersuchung fünf Alternativen zur herkömmlichen Glühlampe betrachtet (vgl. /LIT 07/, /SED 07/ und /CWA 07/):
•
•
•
•
•
Kompaktleuchtstofflampe
LED
Lumiled
Halogen-Metalldampflampe
Leuchtstoffröhre
Kompaktleuchtstofflampe
Die Kompaktleuchtstofflampe bezeichnet die „Energiesparlampe“. Diese ist mit einem
integrierten elektronischen Vorschaltgerät und den Sockeln E 14 bzw. E 27 erhältlich,
wodurch eine Umrüstung ohne weiteres möglich ist. Kompaktleuchtstofflampen zeichnen sich durch eine um den Faktor 5 bis 15 höhere Lebensdauer sowie eine etwa 6-fach
höhere Lichtausbeute im Vergleich zur Glühlampe aus. Anfängliche technologische
„Kinderkrankheiten“ wie die hohe Anlaufzeit, eine ungleichmäßige Lichtausbeute über
die gesamt Lebensdauer und kalte Lichtfärbung sind nahezu gänzlich ausgeräumt. Die
Schaltfestigkeit ist ebenfalls erheblich verbessert worden. Die durchschnittliche Lichtausbeute einer Kompaktleuchtstofflampe beträgt ca. 60 Lumen/Watt.
LED
In LEDs wird Licht mittels eines Halbleiterkristalls, der durch elektrische Ströme zum
Leuchten angeregt wird, erzeugt. Das Spektrum einer LED beinhaltet keinen ultravioletten und infraroten Bereich. Es wird ausschließlich monochromatisches Licht (Rot,
Blau, Grün) emittiert. Eine Umwandlung in weißes Licht ist somit nicht ohne weiteres
möglich. Hierfür wird die Überlagerung aller drei Wellenlängenbereiche oder das Konversionsprinzip genutzt. Beim Konversionsprinzip wird bei der blauen LED ein Leuchtstoff angeregt, wodurch blaues Licht teilweise in gelbes umgewandelt wird.
Die Überlagerung des gelben und nicht absorbierten blauen Lichtes ergibt weißes Licht.
LEDs besitzen eine Lebensdauer von bis zu 50.000 Stunden und erreichen eine Lichtausbeute von 75 Lumen/Watt. Ein erhebliches Problem der LED-Technologie ist die
thermische Anfälligkeit. Bei zu hohen Betriebs- oder Umgebungstemperaturen verkürzt
sich die Lebensdauer drastisch.
Lumiled
Lumileds sind effizienter und robuster als LEDs. Sie erreichen eine Lichtausbeute im
Bereich von 100 Lumen/Watt. Im Gegensatz zu bisherigen LEDs ist die Temperaturbeständigkeit auf bis zu 150 °C gesteigert worden.
Organische LEDs (OLEDs)
Organische LEDs sind leuchtende organische Halbleitermaterialien, die im Gegensatz
zu LEDs Flächenlichtquellen sind. Sie bestehen aus einer sehr dünnen aktiv leuchtenden Kunststoffschicht (< 500 nm). In dieser Schicht werden organische Teilchen durch
elektrischen Strom zum Leuchten gebracht. Mit geeigneten Molekülen und Polymeren
und durch Überlagerung von Farbtönen lassen sich alle Farben erreichen.
Wie LEDs sind OLEDs effizienter als Glühlampen und zudem sehr dünn, transparent
und flexibel. Da OLEDs in jeder Form und Größe herstellbar sind, eröffnen sie zukünftig
ein extrem breites Anwendungsfeld. Die Lebensdauern sollen dann bei 6.000 bis
10.000 h liegen. Aktuell entwickeln Industrie und Forschungsinstitute die Grundlagen
Beleuchtung
131
für eine kostengünstige Herstellung von marktfähigen Produkten. Nachdem diese
Technologie noch in den „Kinderschuhen“ steckt, wird sie im Rahmen dieses Projekts als
CO2-Einsparmaßnahme nicht weiter untersucht.
Halogen-Metalldampflampe
Die Halogen-Metalldampflampe ist eine weiterentwickelte Variante der Quecksilberdampf-Hochdrucklampe. Im Vergleich zum Vorgänger ist die Leistung durch die Zugabe
von Halogenverbindungen erhöht worden. Für den Betrieb sind Zünd- oder Vorschaltgeräte erforderlich. Halogen-Metalldampflampen besitzen exzellente Farbwiedergabeeigenschaften und eine Lichtausbeute von 85 Lumen/Watt.
Leuchtstoffröhre
Leuchtstoffröhren sind so genannte Niederdruck-Gasentladungslampen. Auf ihrer
Innenseite ist ein spezieller fluoreszierender Leuchtstoff aufgebracht, durch den die
emittierte UV-Strahlung in sichtbares Licht umgewandelt wird. Als Füllgas wird in der
Regel Quecksilberdampf in Verbindung mit einem Edelgas (meist Argon) verwendet. Die
Lebensdauer der Leuchtstoffröhre beträgt zwischen 10.000 und 15.000 Stunden, die
Lichtausbeute ca. 90 Lumen/Watt.
Ermittlung des Potenzials
Anhand von sechs verschiedenen Haushaltsgrößen erfolgt die Ermittlung der CO2Verminderungspotenziale. Tabelle E-63 bis Tabelle E-68 stellen den Energiebedarf
nach der Durchführung von fünf Maßnahmen je nach Haushaltgröße dar. Sowohl die
Betriebszeiten als auch die Leistungen der Lampen sind als statistische Mittelwerte zu
betrachten. Die Anzahl an Lampen variiert von Haushalt zu Haushalt je nach Anzahl an
Zimmern zwischen 13 und 32. Zur Bestimmung einer durchschnittlichen Lampenanzahl
für die unterschiedlichen Zimmertypen wurden die Werte aus /ESM 07/ herangezogen
und plausibilisiert. Aktuell wird neben anderen Lampen durchschnittlich eine Leuchtstoffröhre pro Haushalt genutzt (Referenz). Da diese mit etwa 90 Lumen/Watt eine sehr
effektive Lichtausbeute aufweist, ist die Substitution dieser Röhre durch weniger effiziente Leuchtmittel nicht zweckmäßig. Ausschließlich beim Umstieg auf Lumileds und
Leuchtstoffröhren, die eine höhere oder zumindest gleiche Lichtausbeute aufweisen,
werden sämtliche Lampen im Haushalt ausgetauscht. Im Falle der Energiesparlampen,
LED und Metalldampflampen werden alle Lampen des Bestandes außer der Leuchtstoffröhre ersetzt. In dieser Situation wird jedoch der Energiebedarf der Leuchtstoffröhre
zum Gesamtbedarf hinzugerechnet.
Die Betriebszeiten sind Mittelwerte, die sich aus den Daten aus /ESM 07/ berechnen.
Dabei wurde jeweils das Produkt aus der Anzahl an Lampen und der Betriebszeit für
jedes einzelne Zimmer ermittelt. Diese Produkte wurden anschließend aufsummiert und
durch die Gesamtanzahl an Lampen pro Haushaltstyp geteilt.
Der Berechnung der lampenspezifischen Leistungswerte liegt ebenfalls /ESM 07/
zugrunde. Dabei wurde aus dieser Quelle zunächst für jeden Raum der benötigte Lichtstrom ermittelt. Aus diesem erforderlichen Lichtstrom ließ sich in Kombination mit der
spezifischen Lichtausbeute der unterschiedlichen Lampenarten der Leistungsbedarf pro
Lampe ermitteln.
In Tabelle E-63 bis Tabelle E-68 wird ersichtlich, dass aus energetischer Sicht ein
Umstieg auf Lumiled die größten Energieeinsparpotenziale aufweist. Energiespar-
132
Der Haushaltssektor
lampen weisen hingegen das geringste Energieeinsparpotenzial auf. Ein Umstieg auf
Energiesparlampen würde gegenüber der Referenz eine Energieeinsparung von mehr als
72 Prozent bewirken. Die Energiebedarfsreduktion durch Lumileds würde etwa bei
83 Prozent liegen.
Tabelle E-63:
Energiebedarf nach Durchführung der Maßnahmen im 1 Zimmer HH
Anzahl Betriebszeit
Lampen
in h/Tag
Bezeichnung
Energiesparlampe
LED
Lumiled
Metalldampflampe
Leuchtstoffröhre
Tabelle E-64:
13
13
14
13
14
Leistung
pro Lampe
in W
Energie
pro Lampe
in Wh/Tag
Energie
in Wh/Tag
Energie
in kWh/a
10
8
6
7
7
9
7
6
7
6
125
100
78
89
87
43
34
26
30
29
0,91
0,91
0,91
0,91
0,91
Bezeichnung
Anzahl
Lampen
Betriebszeit
in h/Tag
Leistung
pro Lampe
in W
Energie
pro Lampe
in Wh/Tag
Energie
in
Wh/Tag
Energie
in kWh/a
Energiesparlampe
LED
Lumiled
Metalldampflampe
Leuchtstofflampe
18
18
19
18
19
0,86
0,86
0,86
0,86
0,86
10
8
6
7
7
9
7
5
6
6
160
128
100
113
111
54
44
33
39
37
Tabelle E-65:
Bezeichnung
Anzahl
Lampen
Betriebszeit
in h/Tag
Leistung
pro Lampe
in W
Energie
pro Lampe
in Wh/Tag
Energie
in
Wh/Tag
Energie
in kWh/a
Energiesparlampe
LED
Lumiled
Metalldampflampe
Leuchtstoffröhre
21
21
22
21
22
0,89
0,89
0,89
0,89
0,89
11
9
6
8
7
10
8
6
7
6
201
161
126
142
140
68
55
41
49
46
Beleuchtung
133
Tabelle E-66:
Bezeichnung
Anzahl
Lampen
Energiesparlampe
LED
Lumiled
Metalldampflampe
Leuchtstoffröhre
24
24
25
24
25
Tabelle E-67:
Leistung
Betriebszeit
pro Lampe
in h/Tag
in W
0,99
0,99
0,99
0,99
0,99
11
9
7
8
7
Energie
pro Lampe
in Wh/Tag
Energie
in Wh/Tag
Energie
in kWh/a
11
9
6
8
7
260
208
162
183
180
88
71
54
63
60
Bezeichnung
Anzahl
Lampen
Betriebszeit
in h/Tag
Leistung
pro Lampe
in W
Energie
pro Lampe
in Wh/Tag
Energie
in Wh/Tag
Energie
in kWh/a
Energiesparlampe
LED
Lumiled
Metalldampflampe
Leuchtstoffröhre
27
27
28
27
28
0,99
0,99
0,99
0,99
0,99
11
9
7
8
7
11
9
7
8
7
293
235
183
207
204
100
80
61
71
67
Tabelle E-68:
Energiebedarf nach Durchführung der Maßnahme im 6 Zimmer HH
Bezeichnung
Anzahl
Lampen
Betriebszeit
in h/Tag
Leistung
pro Lampe
in W
Energie
pro Lampe
in Wh/Tag
Energie
in Wh/Tag
Energie
in kWh/a
Energiesparlampe
LED
Lumiled
Metalldampflampe
Leuchtstoffröhre
31
31
32
31
32
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
11
9
7
8
8
11
9
7
8
8
347
277
217
245
241
118
95
72
84
79
Tabelle E-69 zeigt die Energieeinsparung der fünf Maßnahmen gegenüber den
standardmäßig genutzten Glühlampen. Das Einsparpotenzial wird jeweils nach Haushaltsgröße gesondert betrachtet.
134
Der Haushaltssektor
Tabelle E-69:
Energieeinsparung je HH durch Lampentausch
Energieeinsparung je HH durch Lampentausch
Einsparung gegenüber Referenz in kWh/a
Substitut
Energiesparlampe
LED
Lumiled
Metalldampflampe
Leuchtstoffröhre
1 Zimmer
HH
91
96
101
98
99
2 Zimmer
HH
117
122
128
125
126
3 Zimmer
HH
146
154
161
157
159
4 Zimmer
HH
189
199
208
203
205
5 Zimmer
HH
214
225
235
230
232
6 Zimmer
HH
253
265
278
271
274
Analog zum Energiebedarf sind in Tabelle E-70 die Betriebskosteneinsparungen dargestellt. Die Betriebskosteneinsparung gegenüber dem Ist-Zustand beträgt in den sechs
unterschiedlichen Haushalten 15 bis 46 €/a.
Tabelle E-70:
Betriebskosteneinsparung je HH durch Lampentausch
Betriebskosteneinsparung je HH durch Lampentausch
Betriebskosteneinsparung gegenüber Referenz in €/a
Substitut
Energiesparlampe
LED
Lumiled
Metalldampflampe
Leuchtstoffröhre
1 Zimmer
HH
15
16
17
17
17
2 Zimmer
HH
20
21
22
21
21
3 Zimmer
HH
25
26
27
26
27
4 Zimmer
HH
32
34
35
34
35
5 Zimmer
HH
36
38
40
39
39
6 Zimmer
HH
43
45
47
46
46
Tabelle E-71 zeigt die ökologischen Einsparpotenziale des Lampentauschs. Werden
Glühlampen des aktuellen Bestandes ersetzt, ergeben sich in den einzelnen Haushalten
Einsparungen zwischen 51 und 153 kg CO2/a.
Beleuchtung
Tabelle E-71:
135
Jährliche CO2-Einsparungen je HH
Jährliche CO2-Einsparungen je HH
Jährliche Einsparung gegenüber Referenz in kg CO2
Substitut
Energiesparlampe
LED
Lumiled
Metalldampflampe
Leuchtstoffröhre
1 Zimmer
HH
51
54
56
55
55
2 Zimmer
HH
65
68
72
70
70
3 Zimmer
HH
82
86
90
88
89
4 Zimmer
HH
106
111
116
113
115
5 Zimmer
HH
119
125
131
128
129
6 Zimmer
HH
141
148
155
151
153
In Tabelle E-72 wird der Vergleich des gesamten Energieverbrauchs der deutschen
Haushalte nach Durchführung der fünf Maßnahmen mit dem Energieverbrauch der
Referenz dargestellt. Bei den Maßnahmen werden sämtliche im Haushalt befindlichen
Lampen gegen eine der energiesparenden Varianten ausgetauscht. Beim Umstieg auf
Energiesparlampen, LED und Metalldampflampen ist jedoch zu beachten, dass die
Leuchtstoffröhren im Bestand nicht ersetzt werden. Derzeit liegt der Energiebedarf der
Haushalte für Beleuchtungszwecke bei 40,8 PJ/a. Durch die Anwendung alternativer
Leuchtmittel ließe sich dieser Bedarf auf 11,1 bis 6,8 PJ/a senken. Das würde einer
Energieeinsparung von 73 bis 83 % entsprechen.
Tabelle E-72:
Vergleich des Energiebedarfs je HH
Vergleich des Energiebedarfs in PJ/a
Metalldampfl Leuchtstofflampe
röhre
0,1
0,1
0,5
0,4
1,8
1,7
2,6
2,5
1,8
1,7
1,1
1,0
Beschreibung
Referenz
Energiesparlampe
LED
Lumiled
1 Zimmer HH
2 Zimmer HH
3 Zimmer HH
4 Zimmer HH
5 Zimmer HH
6 Zimmer HH
0,5
1,8
7,8
13,8
10,2
6,6
0,2
0,6
2,5
3,7
2,6
1,5
0,2
0,5
2,0
3,0
2,1
1,2
0,1
0,4
1,5
2,3
1,6
0,9
Summe
40,8
11,1
9,0
6,8
7,9
7,5
Verhältnis zur
Referenz
100 %
27,3 %
22,0 %
16,6 %
19,5 %
18,4 %
Im Fall der LED und der Lumiled entspricht die Größe des theoretischen Potenzials der
Größe des technischen Potenzials, da LEDs grundsätzlich überall dort einsetzbar sind,
wo auch Glühlampen verwendet werden. Bei Energiesparlampen, Metalldampflampen
und Leuchtstoffröhren sind Unterschiede zwischen theoretischem und technischem
Potenzial vorhanden.
Beispielsweise benötigen eine Energiesparlampe und eine Metalldampflampe eine
gewisse Startzeit, bis das Leuchtmittel seine volle Leistung erreicht. Wird die
Beleuchtung nur für kurze Zeit benötigt (z.B. Eingangsbeleuchtung mit
136
Der Haushaltssektor
Bewegungsmelder), so wird die Beleuchtung bereits wieder ausgeschaltet, bevor die
Lampe Ihre volle Leuchtkraft erreicht.
Die am Markt erhältlichen Energiesparlampen, Metalldampflampen und Leuchtstoffröhren haben einen Mindest-Platzbedarf. Aus diesem Grund stellen Sie keine Alternative für besonders kleine Leuchtmittel dar.
6.3 Referenz
Als Standardbeleuchtungsmittel werden in deutschen Haushalten Glühlampen favorisiert. Energiesparende Alternativen kommen derzeit relativ selten zum Einsatz. Studien
haben ergeben, dass ein durchschnittlicher Haushalt etwa 25 Lampen besitzt (für den
reinen Beleuchtungszweck, ohne Kleinbeleuchtung von Geräten, Displays, etc.), 14 %
davon sind energiesparende Varianten. Die Anwendung von energieeffizienten Lampen
(z.B. Kompaktleuchtstofflampen) im Haushalt variiert zwischen null und 100 %. Viele
Haushalte setzen ausschließlich Glühlampen als Beleuchtungsmittel ein, wohingegen
andere den kompletten Lampenbestand auf Energiesparlampen umgestellt haben (vgl.
/BMU 07/). Diese gehören aktuell jedoch noch zur Minderheit.
In Abbildung E-23 wird die Aufteilung des Lampenbestandes dargestellt. Glühlampen
besitzen einen Anteil von ca. 53 % des häuslichen Bestandes an Lampen, Halogenlampen 29%, Kompaktleuchtstoffröhren 14 % und Leuchtstoffröhren 4 %. Grundlage
hierfür ist eine Untersuchung von Schweizer Haushalten (vgl. /GSH 07/). Da eine ähnlich detaillierte Aufteilung des Lampenbestandes für deutsche Haushalte nicht vorliegt,
aber die strukturellen Verhältnisse in Deutschland ähnlich einzuschätzen sind, werden
die Werte für die Schweizer Haushalte geringfügig modifiziert übernommen. Die Aufteilung der Energiesparlampen wird an die deutschen Verhältnisse angepasst, d.h. der
ursprüngliche Anteil von 6 % wurde auf 14 % angehoben, demgegenüber wurde der
Anteil der Leuchtstoffröhren von 12 % auf 4 % gesenkt.
Halogen
29%
Glühlampe
53%
Leuchtstoffröhre
4%
ESL
14%
Abbildung E-23: Beleuchtungsmittelstruktur eigene Berechnung nach /GSH 07/
Neben der Beleuchtungsstruktur spielt die Haushaltsgröße bei der Bewertung des
Energiebedarfs eine bedeutende Rolle. Es wird jedem Zimmer eine durchschnittliche
tägliche Beleuchtungsdauer und eine Anzahl an Lampen zugeordnet. Mit zunehmender
Wohnungsgröße steigt die Zahl der Zimmer und somit die Summe der Lampen. Gleichzeitig ändert sich die Betriebsdauer der verschiedenen Lampen. Tabelle E-73 zeigt die
unterschiedlichen Wohnungstypen und deren Anzahl in Deutschland. Die Größe der
Wohnungen in Deutschland variiert grundsätzlich zwischen einem und sechs Zimmern.
Beleuchtung
137
Der Hauptanteil liegt bei 3- und 4-Zimmerwohnungen. Neben den in der Legende aufgeführten Zimmern wird in jeder Wohnung zusätzlich Beleuchtungsbedarf für Küche, Bad,
WC, Flur, Treppenhaus und eine Räumlichkeit im Keller berücksichtigt.
Tabelle E-73:
Wohnungsbestand in Deutschland
Anzahl Räume
Beschreibung der Räume
Anzahl der Wohnungen
in Tsd
1
WZ bzw. SZ
844
2
WZ, SZ
2.429
3
WZ, SZ, Z
8.526
4
WZ, SZ, 2x Z
11.663
5
WZ, SZ, 2x Z, EZ
7.652
6
WZ, SZ, 2x Z, EZ, AZ
4.191
Legende:
WZ….. Wohnzimmer
SZ…... Schlafzimmer
Z…….. Zimmer (zusätzlich, z.B. Kinderzimmer)
EZ…... Esszimmer
AZ…... Arbeitszimmer
In den Untersuchungen wird davon ausgegangen, dass jedes Zimmer eine spezifische
Menge an Lampen aufweist, deren Wert innerhalb der unterschiedlichen Haushaltsgrößen jeweils konstant bleibt (siehe Tabelle E-74). Die Anzahl an Lampen nimmt mit
der Haushaltsgröße zu, dies liegt jedoch ausschließlich am Anstieg der Zimmeranzahl.
Die Anzahl an Lampen variiert je nach Haushaltstyp zwischen 14 und 32, der Durchschnitt liegt bei 25 Stück.
138
Der Haushaltssektor
Tabelle E-74:
Anzahl der Lampen nach Haushaltsgröße
Anzahl der Lampen nach Haushaltsgröße
Beschreibung
1 Zimmer 2 Zimmer
HH
HH
3 Zimmer
HH
4 Zimmer
HH
5 Zimmer
HH
6 Zimmer
HH
Wohnzimmer
Schreibtisch
Küche (allgemein)
Küche (Arbeitsplatz)
Flur
Treppenhaus
Bad
Toilette
Nachttisch
Keller/Waschküche
Schlafzimmer
Kinderzimmer 1
Kinderzimmer 2
Esszimmer
Hobbyraum/Büro
2
1
1
1
1
2
2
1
1
2
2
2
1
1
2
2
2
1
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
1
2
2
2
1
3
2
2
2
2
2
2
1
2
2
3
1
1
3
2
2
2
3
2
2
1
2
2
3
1
1
2
3
3
3
2
3
2
2
1
2
2
3
1
1
2
2
Summe
14
19
22
25
28
32
In Tabelle E-75 ist die erforderliche Lampenleistung in den unterschiedlichen Zimmern
dargestellt (vgl. /ESM 07/). Dabei wird anhand der erforderlichen Strahlungsstärke die
benötigte Leistung der Lampen berechnet, die zur Deckung der Helligkeitsanforderungen eingesetzt werden. Je nach Lampentechnologie und deren Lichtausbeute
besteht ein erheblicher Unterschied im Leistungsbedarf. Beispielsweise kann eine
Standardglühlampe mit 60 W durch eine Kompaktleuchtstofflampe mit 12 W ersetzt
werden, ohne Einbußen in der Leuchtstärke hinnehmen zu müssen.
Beleuchtung
Tabelle E-75:
139
Erforderliche Lampenleistung
Erforderliche Lampenleistung
Beschreibung
Anzahl
an
Lampen
Strahlungs
stärke
in Lumen
Leistung
Glühlampe
in W
Leistung
ESL
in W
Wohnzimmer
Schreibtisch
Küche (allgemein)
Küche (Arbeitsplatz)
Flur
Treppenhaus
Bad
Toilette
Nachttisch
Keller/Waschküche
Schlafzimmer
Kinderzimmer 1
Kinderzimmer 2
Esszimmer
Hobbyraum/Büro
3
2
2
2
2
2
2
1
2
2
3
1
1
1
2
720
720
900
720
300
300
480
720
480
900
720
900
900
900
720
60
60
75
60
25
25
40
60
40
75
60
75
75
75
60
12
12
15
12
5
5
8
12
8
15
12
15
15
15
12
Leistung
Leuchtstoffröhre
in W
8
8
10
8
3
3
5
8
5
10
8
10
10
10
8
Leistung
Halogenlampe
in W
36
36
45
36
15
15
24
36
24
45
36
45
45
45
36
In Tabelle E-76 wird der mittlere tägliche Energiebedarf bezogen auf die einzelnen
Zimmer dargestellt. Anhand der in Tabelle E-76 aufgelisteten Leistungswerte und der
Anzahl der Lampen pro Räumlichkeit ergibt sich die erforderliche Gesamtleistung, die in
Kombination mit der durchschnittlichen Betriebszeit zum Energiebedarf führt. Die
verwendeten Betriebsdauern stammen aus Expertenschätzungen der Forschungsstelle
für Energiewirtschaft e.V. und sind an Daten des Landesinnungsverbands für das
Schornsteinfegerhandwerk Niedersachsen /ESM 07/ angelehnt.
140
Der Haushaltssektor
Tabelle E-76:
Durchschnittlicher täglicher Energiebedarf
Durchschnittlicher täglicher Energiebedarf
Beschreibung
108
50
Energiebedarf
Leuchtstoffröhre in
Wh/Tag
72
34
Energiebedarf
Halogenlampen in
Wh/Tag
324
151
225
45
30
135
60
75
15
40
18
40
30
72
128
128
150
120
12
15
3
8
4
8
6
14
26
26
30
24
8
10
2
5
2
5
4
10
17
17
20
16
36
45
9
24
11
24
18
43
77
77
90
72
Betriebszeit
in h/Tag
Anzahl
der
Lampen
Energiebedarf
Glühlampe
in Wh/Tag
Energiebedarf
ESL
in Wh/Tag
3
1,4
3
2
540
252
1
2
0,5
1
0,3
0,5
0,3
0,5
0,2
0,4
1,7
1,7
1
1
2
2
2
2
1
2
2
3
1
1
1
2
Wohnzimmer
Schreibtisch
Küche
(allgemein)
Küche
(Arbeitsplatz)
Flur
Treppenhaus
Bad
Toilette
Nachttisch
Keller/Waschküche
Schlafzimmer
Kinderzimmer 1
Kinderzimmer 2
Esszimmer
Hobbyraum/Büro
Da die prozentuale Aufteilung der unterschiedlichen Lampenarten im Haushalt bekannt
ist, jedoch keine Lampenart eindeutig einem bestimmten Zimmer zugeordnet werden
kann, werden beim weiteren Vorgehen sowohl für die Leistung als auch für die Betriebsdauern, Durchschnittwerte benutzt. In Tabelle E-77 bis Tabelle E-82 wird der
Energiebedarf der sechs verschiedenen Haushaltstypen ermittelt.
Tabelle E-77:
Energiebedarf im 1 Zimmer HH
Bezeichnung
Anzahl
Lampen
Betriebszeit
pro Lampe in
h/Tag
Leistung
pro Lampe
in W
Energie
pro Lampe
in Wh/Tag
Energie
in
Wh/Tag
Glühlampe
Energiesparlampe
Leuchtstoffröhre
Halogenlampe
7
2
1
4
0,9
0,9
0,9
0,9
51
10
7
31
47
9
6
28
346
18
3
114
Summe
14
0,9
482
Beleuchtung
Tabelle E-78:
141
Energiebedarf 2 Zimmer HH
Bezeichnung
Anzahl
Lampen
Betriebszeit
pro Lampe in
h/Tag
Leistung
pro Lampe
in W
Energie
pro Lampe
in Wh/Tag
Energie
in
Wh/Tag
Glühlampe
Energiesparlampe
Leuchtstoffröhre
Halogenlampe
10
3
1
6
0,9
0,9
0,9
0,9
51
10
7
30
44
9
6
26
441
23
4
145
Summe
19
0,9
Tabelle E-79:
614
Bezeichnung
Anzahl
Lampen
Betriebszeit
pro Lampe in
h/Tag
Leistung
pro Lampe
in W
Energie
pro Lampe
in Wh/Tag
Energie
in
Wh/Tag
Glühlampe
Energiesparlampe
Leuchtstoffröhre
Halogenlampe
12
3
1
6
0,9
0,9
0,9
0,9
53
11
7
32
48
10
6
29
555
29
6
182
Summe
22
0,9
Tabelle E-80:
772
Bezeichnung
Anzahl
Lampen
Betriebszeit
pro Lampe in
h/Tag
Leistung
pro Lampe
in W
Glühlampe
Energiesparlampe
Leuchtstoffröhre
Halogenlampe
13
4
1
7
1,0
1,0
1,0
1,0
55
11
7
33
Summe
25
1,0
Energie
Energie
pro Lampe
in Wh/Tag
in Wh/Tag
54
11
7
32
717
38
7
236
998
142
Der Haushaltssektor
Tabelle E-81:
Bezeichnung
Anzahl
Lampen
Betriebszeit
pro Lampe in
h/Tag
Leistung
pro Lampe
in W
Energie
pro Lampe
in Wh/Tag
Energie
in
Wh/Tag
Glühlampe
Energiesparlampe
Leuchtstoffröhre
Halogenlampe
15
4
1
8
1,0
1,0
1,0
1,0
55
11
7
33
55
11
7
33
810
43
8
266
Summe
28
1,0
Tabelle E-82:
1.127
Bezeichnung
Anzahl
Lampen
Betriebszeit
pro Lampe in
h/Tag
Leistung
pro Lampe
in W
Energie
pro Lampe
in Wh/Tag
Energie
in
Wh/Tag
Glühlampe
Energiesparlampe
Leuchtstoffröhre
Halogenlampe
17
4
1
9
1,0
1,0
1,0
1,0
56
11
8
34
56
11
8
34
957
51
10
314
Summe
32
1,0
1.331
Tabelle E-83 zeigt den Gesamtenergiebedarf für die Beleuchtung in Deutschland.
Diesen Berechnungen liegt die Annahme zu Grunde, dass der Bedarf an 330 Tagen im
Jahr besteht. Während der restlichen 35 Tage entsteht aufgrund von Abwesenheit
(Urlaub, außerhäusliche Aktivitäten, etc.) der Bewohner keine Nachfrage. Unter Berücksichtigung der jeweiligen Anzahl der Haushalte ergibt sich ein jährlicher Gesamtenergiebedarf von 40,8 PJ, größtenteils verursacht durch 3 bis 5 Zimmer Haushalte.
Beleuchtung
Tabelle E-83:
143
Gesamtenergiebedarf für Beleuchtung in Haushalten
Gesamtenergiebedarf für Beleuchtung in Haushalten
Beschreibung
Energiebedarf
pro HH
in Wh/Tag
Energiebedarf
pro HH
in kWh/a
Anzahl
an HH in
Tsd.
Gesamt
energiebedarf
in PJ/a
1 Zimmer HH
2 Zimmer HH
3 Zimmer HH
4 Zimmer HH
5 Zimmer HH
6 Zimmer HH
482
614
772
998
1.127
1.331
159
203
255
329
372
439
844.000
2.429.000
8.526.000
11.663.000
7.652.000
4.191.000
0,5
1,8
7,8
13,8
10,2
6,6
Summe
35.305.000
40,8
Für die Umsetzung der Maßnahmen sind im Beleuchtungsbereich keine strukturellen
Änderungen notwendig. Dadurch, dass größtenteils nur die Leuchtmittel ausgetauscht
werden müssen, kann die Umstellung mit geringem Aufwand erfolgen. Der Arbeitsaufwand für den Austausch der Lampen wird daher bei der Ermittlung der Investitionskosten vernachlässigt.
Für die Kosten der einzelnen Lampen wurden folgende Summen ermittelt:
• Glühlampen: 1,90 €
• Energiesparlampen
o 5 WattÆ ~8,00 €
o 8 Watt Æ ~9,00 €
o 11 Watt Æ ~10,00 €
o 15 Watt Æ ~13,00 €
•
•
•
•
Effiziente LED Æ ~16,00 €
Lumileds Æ ~25,00 €
Metalldampflampen Æ ~30,00 €
Leuchtstoffröhre Æ ~7,00 €
In Abbildung E-24 bis Abbildung E-28 werden die spezifischen und kumulierten CO2Verminderungskosten der fünf Maßnahmen dargestellt.
In Abbildung E-24 werden die spezifischen CO2-Verminderungskosten durch den Umstieg auf Energiesparlampen dargestellt. Durch die Nutzung von Energiesparlampen
können Emissionseinsparungen von knapp 5 Mio. t/a erzielt werden. Bei der Ermittlung
der Verminderungskosten wurden nur Glüh- und Halogenlampen berücksichtigt, da
hierbei gegenüber Leuchtstoffröhren und Energiesparlampen keine Emissionsreduzierungen verbucht werden können. Die Verminderungskosten liegen durchweg im
negativen Bereich, gegenüber Glühlampen können jährliche Einsparungen von über
300 €/t erreicht werden. Bei den Halogenlampen liegen die Gewinne im Bereich von
170 €/t.
144
Der Haushaltssektor
0
0
1
2
3
4
5
6
5
6
-50
-100
-150
Halogenlampen
-200
-250
-300
Glühlampen
-350
-400
0,0
Vermiderungskosten in Mrd. €/a
0
1
2
3
4
-0,2
-0,4
-0,6
-0,8
-1,0
-1,2
-1,4
-1,6
Abbildung E-24: Kumulierte & spezifische CO2-Verminderungskosten (Energiesparlampe)
Die kumulierten Einsparungen liegen bei der kompletten Umsetzung sämtlicher Maßnahmen bei knapp 5 Mio t CO2/a bei Verminderungskosten von ca. –1.400 Mio. €/a.
Obwohl beide Kurven darauf verweisen, dass sowohl ökologische als auch ökonomische
Vorteile durch die Nutzung von Energiesparlampen entstehen, macht diese Lampenart
mit etwa 14 % lediglich einen kleinen Teil des Bestandes aus.
Abbildung E-25 zeigt die spezifischen und kumulierten Verminderungskosten, die durch
einen Umstieg auf LEDs erzielt werden könnten. Die Spanne der spezifischen CO2Verminderungskosten reicht von knapp –280 bis etwa 1.200 €/t. Die finanziellen Einsparungen können durch das Ersetzen der Glüh- und Halogenlampen erreicht werden,
Maßnahmen im Bezug auf die Energiesparlampen des Bestandes verursachen demgegenüber jährliche Mehrkosten. Die Emissionseinsparungen, die durch die Umsetzung
Beleuchtung
145
der Maßnahmen erreicht werden können, liegen bei ca. 5,2 Mio. t/a. Der weitaus größte
Bereich dieser CO2-Reduktion weist negative Verminderungskosten auf. Lediglich etwa
0,1 Mio. t/a könnten durch den Tausch der Energiesparlampen realisiert werden.
1.400
1.200
Energiesparlampen
1.000
800
600
400
200
Halogenlampen
0
-200
0
1
2
3
4
5
6
3
4
5
6
Glühlampen
-400
0,0
0
1
2
-0,2
-0,4
-0,6
-0,8
-1,0
-1,2
-1,4
Abbildung E-25: Kumulierte & spezifische CO2-Verminderungskosten (LED)
Das wirtschaftliche Potenzial der Maßnahme ohne den Austausch der Energiesparlampen kann mit Verminderungskosten von knapp – 1.100 Mio. € ausgeschöpft werden.
Leuchtstofflampen werden hierbei nicht angeführt, da der Umstieg auf LED’s kein CO2Einsparpotenzial aufweisen kann.
Die in Abbildung E-26 dargestellten spezifischen Verminderungskosten der Lumileds
zeigen, dass keine wesentlichen finanziellen Vorteile durch einen Umstieg entstehen
würden. Jedoch ergibt sich hierbei mit über 5,6 Mio. eingesparten Tonnen CO2 pro Jahr
der größte ökologische Vorteil. Hierbei liegen die Verminderungskosten im Bereich bis
146
Der Haushaltssektor
5,5 Mio. t zwischen –180 und 80 €/t. Der, bezogen auf die Leuchtstoffröhren, verursachte
Anstieg auf über 12.000 €/t korreliert mit CO2-Einsparungen von lediglich etwa
0,2 Mio. t/a.
14.000
Leuchtstoffröhren
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
Energiesparlamp en
2.000
Glühlampen
0
Halogenlampen
0
1
2
3
4
5
6
0
1
2
3
4
5
6
-2.000
Vermiderungskosten in Mrd. €/a
0,0
-0,1
-0,2
-0,3
-0,4
-0,5
-0,6
-0,7
-0,8
-0,9
Abbildung E-26: Kumulierte & spezifische CO2-Verminderungskosten (Lumiled)
Die kumulierte Kostenkurve zeigt bei Realisierung sämtlicher Maßnahmen Verminderungskosten von knapp –550 Mio. €/a auf. Der Austausch von Leuchtstoffröhren ist
somit nicht zweckmäßig.
Abbildung E-27 zeigt die CO2-Verminderungskosten durch die Nutzung von Metalldampflampen. Durch den vergleichsweise hohen Anschaffungspreis dieses Lampentyps
fällt die Höhe der möglichen Einsparungen relativ gering aus. Gegenüber Glühlampen
lassen sich die Kosten um etwa 140 €/t senken. Der Tausch von Halogenlampen und
Energiesparlampen könnte zu Verminderungskosten zwischen etwa -140 und ca.
Beleuchtung
147
3.000 €/t erfolgen. In Summe kann mit der Umsetzung aller Maßnahmen eine jährliche
CO2-Einsparung von fast 5,5 Mio. t erzielt werden.
3.500
3.000
Energiesparlampen
2.500
2.000
1.500
1.000
500
Halogenlampen
0
0
1
-500
Glühlampen
2
3
4
5
6
2
3
4
5
6
0
0
1
-0,1
-0,2
-0,3
-0,4
-0,5
-0,6
-0,7
Abbildung E-27: Kumulierte & spezifische CO2-Verminderungskosten (Metalldampflampen)
Die kumulierten Verminderungskosten zeigen, dass ein kombinierter Austausch der
Glüh- und Halogenlampen Einsparungen von –550 Mio. €/a ergibt. Ein zusätzlicher
Austausch der Energiesparlampen lässt die jährliche Kostenreduzierung auf ca.
-200 Mio. €/a schrumpfen. Hierdurch ergeben sich im Gegenzug jedoch nur Emissionsminderungen von etwa 0,15 Mio. t/a.
Abbildung E-28 stellt spezifische und kumulierte CO2-Verminderungskosten durch den
Einsatz von Leuchtstoffröhren dar. Mit gut 5,4 Mio. t/a bergen Leuchtstoffröhren hinter
Lumileds das zweitgrößte Potenzial zur CO2-Einsparung. Zusätzlich dazu liegen die
148
Der Haushaltssektor
spezifischen Verminderungskosten sämtlicher Maßnahmen im negativen und somit
wirtschaftlichen Bereich. Hierbei liegt die Spanne zwischen ca. –600 €/t bei den
Energiesparlampen und -220 €/t bei den Halogenlampen. Die Betrachtung der
kumulierten Kostenkurve zeigt eine jährliche Gesamteinsparung von über
-1.800 Mio. €/a bei der Umsetzung aller Maßnahmen.
0
0
1
2
3
4
5
6
-100
-200
Halogenlampen
-300
Glühlampen
-400
-500
-600
Energiesparlampen
-700
-800
0,0
-0,2
0
1
2
3
4
5
6
-0,4
-0,6
-0,8
-1,0
-1,2
-1,4
-1,6
-1,8
-2,0
Abbildung E-28: Kumulierte CO2-Verminderungskosten (Leuchtstoffröhren)
Das wirtschaftliche Potenzial setzt sich aus dem Einsparpotenzial mit den geringsten
Kosten zusammen. Durch den Vergleich wurde aufgezeigt, dass der Austausch des
Leuchtmittelbestandes durch Leuchtstoffröhren die wirtschaftlichste Maßnahme im
Haushaltssektor darstellt. Leuchtstoffröhren werden trotz ihrer Vorteile hinsichtlich
Energieeffizienz und der daraus folgenden geringeren Umweltbelastung im Hausalt nur
sehr sporadisch eingesetzt. Dies liegt an den Umständen, dass diese Lampenart durch
Beleuchtung
149
ihre längliche Form zumeist als unpraktisch erachtet wird, da es schwierig ist, sie in das
häusliche Bild von Gemütlichkeit zu integrieren. Ein weiterer Grund, welcher der
Verbreitung von Leuchtstoffröhren entgegenwirkt ist die, durch die Lichtemission
hervorgerufene, empfundene Unbehaglichkeit. Aus diesem Grund werden sie generell
nur an Plätzen eingesetzt, die vorwiegend zum Arbeiten genutzt werden, wie z.B. Küche
oder Hobbyraum.
Es zeigt sich in der Untersuchung des Leuchtmittelbestandes, dass viele Maßnahmen
zur CO2-Einsparung beitragen können. Diese Maßnahmen stellen sich häufig auch als
wirtschaftlich dar. Aufgrund verschiedener Kombinationsmöglichkeiten und Maßnahmen ist es schwierig, eine Aussage über das praktische Potenzial zu treffen. Es lässt sich
erkennen, dass Anwender im Bereich Haushalte für Beleuchtung nicht mit Vollkosten
rechnen, ansonsten wäre ein größerer Anteil an effizienter Beleuchtung, aufgrund der
Wirtschaftlichkeit verschiedener Maßnahmen, vorhanden. Die Aufgabe besteht darin,
den Anwendern die Vorteile der effizienteren Beleuchtung über Kampagnen zu
erläutern oder über gesetzliche Maßnahmen eine Einschränkung von bestimmten
Beleuchtungsmitteln vorzusehen.
151
7
Haushaltsgeräte
Als eine weitere Maßnahme zur Reduzierung der CO2-Emissionen im Haushaltssektor
wird der Austausch von bestehenden Haushaltsgeräten durch energieeffizientere Geräte
untersucht. Folgende Haushaltsgeräte werden dabei betrachtet:
•
•
•
•
•
•
•
Kühlschrank
Kühl-/Gefrier-Kombination
Gefrierschrank
Waschmaschine
Wäschetrockner
Geschirrspülmaschine
Elektroherd
Zur so genannten „Weißen Ware“ (z. B. Kühl- und Gefrierschrank, Waschmaschinen,
Wäschetrockner, Spülmaschinen sowie Haushalts- und Leuchtstofflampen) zählen auch
Waschtrockner und Beleuchtungsmittel.
Der Waschtrockner ist eine Kombination von Waschmaschine und Wäschetrockner in
einem Gerät. Da die Trocknung jedoch auf der Technik der Kondensation basiert und
der Platz für einen Umluftwärmetauscher nicht vorhanden ist, wird Wasser zur Kühlung benötigt (mindestes 18 l für 5 kg Wäsche) (vgl. /VAT 07/), wodurch die Betriebskosten steigen. Ein Einsatz verbietet sich daher bei vorhandener Stellfläche für zwei
getrennte Geräte (Waschmaschine und Wäschetrockner). Der Waschtrockner wird im
Folgenden nicht betrachtet, da der derzeitige Ausstattungsgrad in deutschen Haushalten mit etwas über 5 % sehr gering und seit Jahren rückläufig ist. /ISI 00/
Die verbleibenden Haushaltsgeräte werden in zwei Kategorien eingeteilt:
• Kleingeräte (Toaster, Kaffeemaschine, Fön, etc.)
• Unterhaltungselektronik (Fernseher, Computer, HiFi-Anlage, Faxgerät, etc.)
7.1.1 Energieeffizienzklassen
Für die Weiße Ware existiert eine Kennzeichnung des Energieverbrauchs. Dabei werden
die Geräte, nach deren Energieverbrauch, in Effizienzklassen – von A (niedriger Energiebedarf) bis G (hoher Energiebedarf) – eingeteilt. Die jeweiligen Effizienzklassen
müssen auf den Haushaltsgeräten mittels eines EU-einheitlichen Energieetiketts (EULabel) gekennzeichnet werden (siehe Abbildung E-29). Seit 2003 werden zudem
Elektrobacköfen in Energieeffizienzklassen eingeteilt. Kochstellen werden dagegen noch
nicht mittels des EU-Labels gekennzeichnet. Seit 2004 werden die besonders energieeffizienten Kühl- oder Gefrierkombinationen in die neu geschaffene Energieeffizienzklassen A+ bzw. A++ eingestuft. /DEN 06a/
152
Abbildung E-29:
Der Haushaltssektor
EU-Label für einen energieeffizienten Kühlschrank /DEN 06a/
Das EU-Label ist für jeden Gerätetyp gleich aufgebaut. Neben den Effizienzklassen
werden zusätzlich die technischen Daten des Geräts, wie Nutzinhalt, Wasserbedarf oder
Geräuschemissionen, angeführt.
7.1.2 Gerätebestand
Die Vorgehensweise für die Erhebung der CO2-Verminderungspotenziale und deren
Verminderungskosten ist bei den Haushaltsgeräten für jeden Gerätetyp gleich (siehe
Kapitel Methodik). Die derzeitige Situation der Haushaltsgeräte (Anzahl, durchschnittlicher Strombedarf) spiegelt die Referenz wider. Der Maßnahme werden die
Daten der derzeit besten auf dem Markt verfügbaren Gerätetypen zu Grunde gelegt.
Die Vorgehensweise für die Ermittlung der Anlagenanzahl wird hier exemplarisch für
die Kühlschränke durchgeführt:
Der Haushaltssektor wird unterteilt in 1-Personen-, 2-Personen-, 3-Personen- und 4Personen-Haushalte, wobei in der Kategorie der 4-Personen-Haushalte vier und mehr
Personen erfasst sind. Insgesamt umfasst der Haushaltssektor rund 38,4 Mio.
Haushalte. Über den Ausstattungsgrad in den jeweiligen Haushaltskategorien wird die
gesamte Anzahl der Kühlschränke im Haushaltssektor erhoben. Diese beläuft sich auf
insgesamt ca. 36,2 Mio. Kühlschränke (vgl. Tabelle E-84). Der Effekt, dass die Anzahl
der Kühlschränke niedriger ist als die Haushaltsanzahl, ergibt sich aus dem
Ausstattungsgrad der 3- und Mehrpersonen-Haushalte. Der Ausstattungsgrad beläuft
sich in diesen Kategorien auf einen Wert kleiner eins. Grund dafür ist der dort
verstärkte Einsatz von Kühl-/Gefrier-Kombinationen, die getrennt von Kühlschränken
betrachtet werden.
Haushaltsgeräte
Tabelle E-84:
153
Bestand der Kühlschränke in Deutschland, eigene Berechnungen nach
/FfE 06/
Anzahl der
Haushalte
in Mio.
Ausstattungsgrad
Anzahl
der Geräte
in Mio.
1-Personenhaushalt
13,84
1,00
13,84
2-Personenhaushalt
12,81
1,25
16,00
3-Personenhaushalt
4-Personenhaushalt
5,64
6,10
0,50
0,58
2,82
3,51
Summe
38,39
36,17
Nach dieser Methodik wird für alle betrachteten Geräte die Anlagenanzahl erhoben. Die
Ergebnisse sind in Tabelle E-85 dargestellt.
Tabelle E-85:
Anzahl der Weißen Ware in Deutschland
Haushaltsgerät
Anzahl in Mio.
Kühlschrank
36,18
17,85
Gefriergeräte
31,00
Waschmaschine
38,38
Wäschetrockner
16,84
Geschirrspüler
19,26
Elektroherd
38,38
Als Maßnahme zur CO2-Verminderung im Haushaltssektor wird der Austausch des
Bestandes durch neue Geräte betrachtet, die die momentan höchste am Markt erhältliche Energieeffizienz aufweisen. Aus der Bandbreite der verschiedenen Gerätegrößen
mit beispielsweise entsprechendem Nutzinhalt bzw. Leistung werden für die Maßnahme
durchschnittliche Gerätegrößen gewählt, um somit den verschiedenen Haushaltsgrößen
und dem daraus resultierenden Bedarf gerecht zu werden. Für die Berechnungsgrundlage werden aus dem technischen Datenblatt der gewählten Haushaltsgeräte die für die
Berechnung notwendigen Daten, wie der jährliche Strombedarf, entnommen. Bei Haushaltsgeräten, bei denen kein jährlicher Strombedarf angegeben wird (z. B. Waschmaschine, Elektroherd), wird der Jahresenergiebedarf auf Basis des Nutzerverhaltens der
unterschiedlichen Haushaltsgrößen ermittelt. Zudem werden die aktuellen Preise für die
effizientesten Geräte recherchiert, welche der durchgeführten Kostenanalyse zu Grunde
liegen.
7.2 Referenz
Als Referenz werden alle Haushaltsgeräte eines Gerätetyps zusammengefasst. Um die
Verminderungskosten erheben zu können, sind folgende Daten notwendig:
154
Der Haushaltssektor
• Geräteanzahl
• Durchschnittlicher jährlicher Strombedarf
• Gesamtemissionen
Die Vorgehensweise zur Erhebung der Geräteanzahl und deren Ergebnisse wurden
bereits in Kapitel 7.1.2 beschrieben. Für den durchschnittlichen jährlichen Strombedarf
der Geräte wird auf eine unveröffentlichte hausinterne Studie /FfE 06/ zurückgegriffen.
In dieser wird der durchschnittliche Jahresenergiebedarf der einzelnen Gerätetypen je
Haushaltsgröße ausgewiesen. Aus den erhobenen Daten können, zusammen mit der
Geräteanzahl in den verschiedenen Haushaltskategorien, der gesamte durchschnittliche
Jahresenergiebedarf sowie die daraus resultierenden Emissionen ausgewiesen werden.
Der Betrachtungszeitraum der Referenz entspricht der Lebensdauer der Maßnahme.
Die durchschnittliche Lebensdauer von Weißer Ware liegt nach /KON 07/ bei 15 Jahren.
Die Altersstruktur der Referenz wird linear auf diesen Zeitraum verteilt, was einer
hinreichend genauen Näherung entspricht. Am Ende der Lebensdauer ist eine Investition in ein Ersatzgerät notwendig, das der Güte der Referenz entspricht. Das heißt, dass
sich die Emissionen des Ersatzgerätes von dem Referenzgerät nicht unterscheiden. Für
die Berechnung der Verminderungskosten werden jedoch die Kosten der Maßnahme
angesetzt.
Tabelle E-86 zeigt exemplarisch die Berechnungsgrundlage zur Ermittlung der CO2Verminderungskosten für Kühlschränke.
Tabelle E-86:
Berechnungsgrundlage zur Ermittlung von CO2-Verminderungskosten
von Kühlschränken
Referenz
Anlagenanzahl
Mio. Stück
Strombedarf pro Gerät
kWh/a
Stromkosten pro Gerät
€/a
t/a
CO2-Emissionen pro Gerät
36,18
169
31,9
0,09
Maßnahme
Investitionskosten pro Gerät
€
Lebensdauer
a
Strombedarf pro Gerät
kWh/a
Stromkosten pro Gerät
€/a
CO2-Emissionen pro Gerät
t/a
520
15
131
24,8
0,07
Das theoretische Verminderungspotenzial entspricht dem Potenzial, welches durch den
Austausch des gesamten Bestandes der Haushaltsgeräte gegen neue Geräte erreicht
werden kann. Die Reduzierung der CO2-Emissionen wird durch die höhere Energieeffizienz der Neugeräte gegenüber dem Altbestand und den dadurch niedrigeren
Energiebedarf hervorgerufen. Die theoretischen Verminderungspotenziale liegen
zwischen 216 Tsd. t CO2/a bei Kühl-/Gefrierkombinationen und knapp 2,5 Mio. t CO2/a
bei Geschirrspülmaschinen. Das gesamte kumulierte theoretische Einsparpotenzial liegt
bei knapp 5,8 Mio. t CO2/a (vgl. Tabelle E-87).
Haushaltsgeräte
Tabelle E-87:
155
Theoretisches CO2-Verminderungspotenzial für Haushaltsgeräte
Haushaltsgerät
Kühlschrank
Gefriergeräte
Waschmaschine
Wäschetrockner
Geschirrspüler
Elektroherd
Summe
Theoretisches
Verminderungspotenzial
in Tsd. t CO2/a
750
216
663
1.268
416
2.445
1.429
5.758
Das technische Verminderungspotenzial der Haushaltsgeräte im Haushaltssektor wird
durch keinerlei Restriktionen eingeschränkt. Es wird vorausgesetzt, dass zum Zeitpunkt
des Austausches genügend Neugeräte zur Verfügung stehen. Das gesamte technische
Einsparpotenzial beläuft sich daher ebenfalls auf knapp 5,8 Mio. t CO2 (siehe
Tabelle E-87).
Aus den dargelegten Berechnungsgrundlagen werden nach bekannter Methodik für die
einzelnen Haushaltsgeräte die spezifischen und kumulierten Verminderungskosten
erhoben. Als Zinssatz werden die für den Haushalt definierten 5 % verwendet. Der
Haushaltssektor nimmt nicht am Zertifikatehandel teil. Daher werden die
prognostizierten Zertifikatepreise für die neue Handelsperiode nicht als Nutzenfunktion
für
die
angesetzt.
Als
Folge
werden
die
Grenzverminderungskosten im Haushaltssektor nicht betrachtet. Die Kostenkurven
werden in den folgenden Abbildungen dargestellt. Dabei gilt für alle Abbildungen, dass
in der oberen Hälfte die spezifischen CO2-Verminderungskosten, in der unteren Hälfte
die kumulierten CO2-Verminderungskosten des jeweiligen Haushaltsgeräts dargestellt
werden.
Auf Grund der Abdiskontierung flacht mit zunehmender Restlaufzeit die Kurve der
spezifischen Verminderungskosten ab. Der Grund dafür ist, dass mit steigender
Restlaufzeit weniger Kapital für eine Neuinvestition vorgehalten werden muss.
Kühlschränke
Abbildung E-30 zeigt die Kostenkurven für die Kühlschränke im Haushaltssektor in
Abhängigkeit von der Restlaufzeit. Die spezifischen Verminderungskosten liegen
unabhängig von der Restlaufzeit (RLZ) des alten Kühlschranks im positiven Bereich,
wodurch sich auch für die kumulierten Verminderungskosten positive Kosten ergeben.
Die spezifischen Verminderungskosten pro Tonne Kohlendioxid liegen im Bereich
zwischen rund 163 und 1.334 €/t CO2. In Summe könnte das erhobene technische Verminderungspotenzial von knapp 750 Tsd. t CO2 mit einem finanziellen Aufwand von
insgesamt 661 Mio. €/a umgesetzt werden, allerdings macht es keinen Sinn, relativ neue
Geräte auszutauschen. Dies gilt für alle Geräte der folgenden Betrachtungen.
156
Der Haushaltssektor
1.400
RLZ 14
RLZ 13
RLZ 12
RLZ 11
RLZ 10
RLZ 9
1.200
RLZ 15
RLZ 8
1.000
RLZ 7
RLZ 6
800
RLZ 5
RLZ 4
600
RLZ 3
400
200
RLZ 2
RLZ 1
0
0
100
200
300
400
500
600
700
700
800
RLZ 15
600
RLZ 14
RLZ 13
500
RLZ 12
400
RLZ 11
RLZ 10
300
RLZ 9
RLZ 8
200
RLZ 7
RLZ 6
100
RLZ 5
RLZ 1
RLZ 2
RLZ 3
RLZ 4
0
0
100
200
300
400
500
600
700
800
Kumulierte Emissionsminderung in Tsd. t/a
Abbildung E-30: Spezifische und kumulierte CO2-Verminderungskosten der Kühlschränke
Haushaltsgeräte
157
Kühl-Gefrierkombinationen
In Abbildung E-31 werden die Kostenkurven für die Kühl-/Gefrier-Kombinationen im
Haushaltssektor in Abhängigkeit von der Restlaufzeit dargestellt. Die spezifischen
Verminderungskosten liegen unabhängig von der Restlaufzeit der alten Kühl-/GefrierKombination im positiven Bereich, wodurch sich auch für die kumulierten Verminderungskosten positive Kosten ergeben. Die spezifischen Verminderungskosten reichen
von 315 bis 2.700 €/t CO2. In Summe könnte das erhobene technische Verminderungspotenzial von 215 Tsd. t CO2 mit einem finanziellen Aufwand von 377 Mio. €/a erreicht
werden.
3.000
2.500
RLZ 11
RLZ 10
RLZ 9
2.000
RLZ 13
RLZ 12
RLZ 14
RLZ 15
RLZ 8
RLZ 7
RLZ 6
1.500
RLZ 5
RLZ 4
1.000
RLZ 3
RLZ 2
500
RLZ 1
0
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
400
220
RLZ 15
350
RLZ 14
RLZ 13
300
RLZ 12
250
RLZ 11
RLZ 10
200
RLZ 9
RLZ 8
150
RLZ 7
100
RLZ 6
RLZ 5
RLZ 4
50
RLZ 1
RLZ 2
RLZ 3
0
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
220
Abbildung E-31: Spezifische und kumulierte CO2-Verminderungskosten der Kühl-/
Gefrier-Kombinationen
158
Der Haushaltssektor
Gefriergeräte
Abbildung E-32 zeigt die Kostenkurven für die Gefriergeräte im Haushaltssektor in
Abhängigkeit von der Restlaufzeit. Die spezifischen sowie die kumulierten Verminderungskosten befinden sich für Geräte aller Altersklassen im positiven Bereich. Die
spezifischen Verminderungskosten pro Tonne Kohlendioxid liegen zwischen knapp
200 und 1.670 €/t CO2. Das technische Verminderungspotenzial beträgt ca. 665 Tsd. t
CO2, welches mit einem finanziellen Aufwand von 720 Mio. €/a ausgeschöpft werden
kann.
1.800
RLZ 14
RLZ 13
RLZ 12
RLZ 11
RLZ 10
RLZ 9
1.600
1.400
RLZ 15
RLZ 8
1.200
RLZ 7
RLZ 6
1.000
RLZ 5
800
RLZ 4
RLZ 3
600
RLZ 2
400
200
RLZ 1
0
0
100
200
300
400
500
600
700
800
RLZ 15
700
RLZ 14
600
RLZ 13
500
RLZ 12
RLZ 11
400
RLZ 10
RLZ 9
300
RLZ 8
200
RLZ 7
RLZ 6
100
RLZ 5
RLZ 1
RLZ 2
RLZ 3
RLZ 4
0
0
100
200
300
400
500
600
700
Abbildung E-32: Spezifische und kumulierte CO2-Verminderungskosten der
geräte
Gefrier-
Haushaltsgeräte
159
Elektroherde
In Abbildung E-33 sind die Kostenkurven für Elektroherde im Haushaltssektor in
Abhängigkeit von der Restlaufzeit zu sehen. Die spezifischen Verminderungskosten
liegen unabhängig von der Restlaufzeit des alten Elektroherds im positiven Bereich,
wodurch sich auch für die kumulierten Verminderungskosten positive Kosten ergeben.
Die spezifischen Verminderungskosten pro Tonne Kohlendioxid betragen 80 bis
580 €/t CO2. In Summe könnten etwa 1,43 Mio. t CO2 pro Jahr mit einem finanziellen
Aufwand von rund 570 Mio. €/a eingespart werden.
600
RLZ 10
RLZ 9
RLZ 8
500
RLZ 13RLZ 14
RLZ 12
RLZ 11
RLZ 15
RLZ 7
400
RLZ 6
RLZ 5
300
RLZ 4
RLZ 3
200
100
RLZ 2
RLZ 1
0
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
600
1600
RLZ 15
RLZ 14
500
RLZ 13
400
RLZ 12
RLZ 11
RLZ 10
300
RLZ 9
RLZ 8
200
RLZ 7
RLZ 6
100
RLZ 5
RLZ 1
RLZ 2
RLZ 4
RLZ 3
0
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
Abbildung E-33: Spezifische und kumulierte CO2-Verminderungskosten der Elektroherde
160
Der Haushaltssektor
Waschmaschinen
Abbildung E-34 stellt die Kostenkurven der Waschmaschinen im Haushaltssektor in
Abhängigkeit von der Restlaufzeit dar. Die spezifischen und somit auch die kumulierten
Verminderungskosten liegen im positiven Bereich. Die spezifischen Verminderungskosten pro Tonne Kohlendioxid liegen zwischen 130 und 1.033 €/t CO2. In Summe
könnten ca. 1,27 Mio. t CO2 pro Jahr eingespart werden. Mit dieser Reduktion sind
Kosten in Höhe von 875 Mio. €/a verbunden.
1.100
RLZ 14 RLZ 15
RLZ 13
RLZ 12
RLZ 11
RLZ 10
RLZ 9
1.000
900
800
RLZ 8
RLZ 7
700
RLZ 6
600
RLZ 5
500
RLZ 4
400
RLZ 3
300
RLZ 2
200
100
RLZ 1
0
0
200
400
600
800
1000
1200
900
1400
RLZ 15
800
RLZ 14
700
RLZ 13
RLZ 12
600
RLZ 11
500
RLZ 10
400
RLZ 9
RLZ 8
300
RLZ 7
200
RLZ 6
RLZ 5
100
RLZ 1 RLZ 2
RLZ 3
RLZ 4
0
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
Abbildung E-34: Spezifische und kumulierte CO2-Verminderungskosten der Waschmaschinen
Haushaltsgeräte
161
Wäschetrockner
In Abbildung E-35 werden die Kostenkurven der Wäschetrockner im Haushaltssektor
in Abhängigkeit von der Restlaufzeit dargelegt. Die spezifischen Verminderungskosten
liegen im positiven Bereich, wodurch sich auch für die kumulierten Verminderungskosten positive Kosten ergeben. Die spezifischen Verminderungskosten pro Tonne
Kohlendioxid betragen zwischen 172 und 1.415 €/t CO2. In Summe könnte das erhobene
technische Verminderungspotenzial von etwa 415 Tsd. t CO2 mit einem finanziellen
Aufwand von etwa 390 Mio. €/a erreicht werden.
1.500
RLZ 14
RLZ 13
RLZ 12
RLZ 11
RLZ 10
RLZ 9
1.400
1.300
1.200
1.100
1.000
900
RLZ 8
RLZ 7
RLZ 6
800
700
600
500
400
300
200
100
0
RLZ 15
RLZ 5
RLZ 4
RLZ 3
RLZ 2
RLZ 1
0
50
100
150
200
250
300
350
400
400
450
RLZ 15
350
RLZ 14
RLZ 13
300
RLZ 12
250
RLZ 11
200
RLZ 10
RLZ 9
150
RLZ 8
RLZ 7
100
RLZ 6
RLZ 5
50
RLZ 1
RLZ 2
RLZ 4
RLZ 3
0
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
Abbildung E-35: Spezifische und kumulierte CO2-Verminderungskosten der Wäschetrockner
162
Der Haushaltssektor
Geschirrspülmaschinen
Abbildung E-36 zeigt die Kostenkurven der Geschirrspülmaschinen. Die spezifischen
Verminderungskosten liegen – abhängig von der Restlaufzeit der alten Geschirrspülmaschine – im negativen, wie auch im positiven Bereich. Für die kumulierten
Verminderungskosten ergeben sich lediglich negative Kosten. Die spezifischen Verminderungskosten pro Tonne CO2 liegen im Bereich zwischen –55 und 23 €/t CO2. In Summe
könnte das gesamte erhobene technische Verminderungspotenzial von etwa
2,45 Mio. t CO2 wirtschaftlich erschlossen werden, wobei ein finanzieller Ertrag von
0,22 Mio. €/a anfiele.
30
20
RLZ 9
10
RLZ 8
RLZ 7
RLZ 6
RLZ 5 RLZ 4
RLZ 3 RLZ 2 RLZ 1
RLZ 10
0
-10
0
200
400
600
RLZ 12
800 1.000 1.200 1.400 1.600 1.800 2.000 2.200 2.400 2.600
RLZ 11
-20
RLZ 13
-30
RLZ 14
-40
-50
-60
RLZ 15
5
RLZ 1
0
0
200
400
600
800
1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2600
RLZ 2
-5
RLZ 15
RLZ 3
-10
RLZ 4
RLZ 5
-15
RLZ 6
RLZ 14
-20
RLZ 13
RLZ 8
RLZ 7
RLZ 10
-25
RLZ 12
RLZ 9
RLZ 11
-30
Abbildung E-36: Spezifische und kumulierte CO2-Verminderungskosten der Geschirrspülmaschinen
Haushaltsgeräte
163
Negative Verminderungskosten lassen sich für Geschirrspülmaschinen erzielen, die eine
Restlaufzeit von 11 bis 15 Jahre haben (vgl. Abbildung E-36). Ursache hierfür ist, dass
die Referenz für die Restlaufzeit der alten Geschirrspülmaschine wesentlich höhere
variable Betriebskosten aufweist, als die Investition in die Maßnahme kostet. Auch die
anteilsmäßigen Ersatzinvestitionskosten der Referenz lassen die Verminderungskosten
für diese Restlaufzeiten nicht positiv werden.
Das wirtschaftliche CO2-Verminderungspotenzial setzt sich aus den CO2-Emissionen
zusammen, für deren spezifische Verminderungskosten sich negative Ergebnisse
ergeben haben. Nachdem für die betrachteten Haushaltsgeräte, außer für die Geschirrspülmaschinen, nur positive Verminderungskosten ermittelt wurden, liegt für den
Haushaltssektor das wirtschaftliche Potenzial bei 815 Tsd. t CO2.
In Abbildung E-37 werden die kumulierten Verminderungskosten aller Haushaltsgeräte zusammenfassend dargestellt. Dieser Grafik kann man demnach entnehmen, dass für nahezu alle Gerätetypen ein positives Verminderungspotenzial erhoben
wurde. Ausnahme bildet die Geschirrspülmaschine, die auf Grund der großen Differenz
der jährlichen Energiekosten von Referenz und Maßnahme für einige Altersklassen
negative Verminderungskosten hat. Das wirtschaftliche Potenzial beläuft sich daher –
bezogen auf das technische Gesamtverminderungspotenzial – auf etwa 14 %.
Das höchste Einzeleinsparpotenzial aller Haushaltsgeräte, bei zugleich geringsten
kumulierten Verminderungskosten, ist mit dem Austausch aller Geschirrspülmaschinen
zu erreichen. Das geringste Einsparpotenzial ist mit dem Austausch der Kühl-/GefrierKombinationen zu erzielen. Das liegt primär an einem Ausstattungsgrad mit bereits
sehr energieeffizienten Geräten. Die höchsten kumulierten Verminderungskosten
ergeben sich durch den Austausch aller Waschmaschinen.
Kosten in Mio. €/a
900
800
Kumulierte CO2-Verminderungskosten
der Kühlschränke
700
der Kühl-/Gefrier-Kombinationen
der Gefriergeräte
600
der Elektroherde
500
der Waschmaschinen
400
der Wäschetrockner
300
der Geschirrspüler
200
100
0
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
2200
2400
-100
CO2-Verminderung in Tausend t/a
Abbildung E-37: Kumulierte Verminderungskosten aller Haushaltsgeräte
2600
164
Der Haushaltssektor
Mit der Einführung des EU-Labels in den 90er Jahren wurde der Verbraucher auf den
Energiebedarf der Haushaltsgeräte sensibilisiert. Seit dieser Zeit stieg die Energieeffizienz der Geräte stetig, wodurch die ursprünglich als ausreichend deklarierten Effizienzklassen (A bis G) um zwei weitere (A+ und A++) erweitert werden mussten. Dies wird
unter anderem durch die Selbstverpflichtung der Hersteller erreicht. Darin verpflichten
sie sich, einerseits die Energieeffizienz zu steigern und andererseits Geräte mit
niedriger Energieeffizienz nicht mehr auf den europäischen Markt zu bringen oder zu
importieren. So sollen beispielsweise ab dem Jahr 2003 keine Haushaltswaschmaschinen mit der Energieeffizienzklasse D auf den Markt gebracht werden. Die
Klassen E, F und G wurden bereits Ende 1997 vom Markt genommen. /EUL 07/
Aus den bisherigen Entwicklungen ist davon auszugehen, dass die Energieeffizienz der
Haushaltsgeräte in den nächsten Jahren weiterhin zunehmen wird.
Nachdem im Bezug auf den Austausch der Haushaltsgeräte kein wirtschaftliches Potenzial vorhanden ist, bezieht sich das praktische Potenzial auf den Austausch der Haushaltsgeräte, die das Ende ihrer Lebensdauer erreichen werden. Das bedeutet für die
Erhebung des praktischen Potenzials, dass es sich auf die Emissionseinsparungen der
Geräte stützt, die innerhalb des kurzfristigen Zeitrahmens (5 Jahre) durch Neuanlagen
ersetzt werden. Nachdem sich die Lebensdauer der Haushaltsgeräte auf 15 Jahre
beläuft, werden demnach ein Drittel aller Haushaltsgeräte ersetzt. Das praktische CO2Einsparpotenzial liegt daher bei etwa 480 Tsd. t CO2/a bzw. in einem Zeitraum von fünf
Jahren bei 2,4 Mio. t CO2.
165
8
Situation bei Kleingeräten
Kleingeräte stellen eine Unterkategorie der „Weißen Ware“ dar. Die Bezeichnung
„Weiße Ware“ gilt generell für Haushaltsgeräte, deren Funktion zum Kochen, Backen,
Reinigen und zur Körperpflege dient. Bei den Kleingeräten gibt es die Unterteilung in
thermische und motorische Geräte. Zu den geläufigsten thermischen Geräten gehören
Toaster, Mikrowelle, Fön und Kaffeemaschine. Zu den motorischen Haushaltsgeräten
zählen Staubsauger, Mixer und Rührgeräte. Die Kleingeräte weisen zumeist eine relativ
hohe Leistung auf, werden jedoch vergleichsweise kurz genutzt. Dieser Umstand ergibt
sich dadurch, dass der, durch das Gerät erbrachte Nutzen zumeist in einer verhältnismäßig kurzen Zeitperiode abgerufen wird (z. B. Haare fönen).
8.1 Potenzialanalyse
Für die Ermittlung der Anzahl an Kleingeräten in den jeweiligen Kategorien, ist es
zunächst notwendig, einen Überblick über den Haushaltsbestand in Deutschland zu
gewinnen (vgl. /HAU 06/).
Die Haushalte werden in fünf Kategorien eingeteilt, die in Tabelle E-88 angegeben
sind. Die Aufteilung der Haushalte nach der Anzahl der Bewohner ist besonders für die
Nutzungszeit der Geräte von großer Bedeutung, da von einer direkten Abhängigkeit der
Nutzungsdauer von der Personenzahl im Haushalt ausgegangen werden kann.
Tabelle E-88:
Anzahl der Haushaltstypen
Anzahl der Haushaltstypen im Jahr 2003
Haushaltstyp
Anzahl in
Tsd
Single Haushalte
Alleinerziehender & 1 Kind/2er WG
Paar/2er WG
Paar & 1 Kind/3er WG
Paar & 2 Kinder/4er WG
14.500
830
12.400
5.500
4.300
Summe
37.530
Für die Anzahl der Kleingeräte pro Haushalt werden Annahmen getroffen. Hierbei wird
davon ausgegangen, dass der Ausstattungsgrad außer bei Staubsauger und Fön geringer
als eins ist, d. h. nicht alle Haushalte verfügen über alle aufgeführten Kleinverbraucher.
Toaster, Kaffeemaschine und Bügeleisen werden jeweils in 95 % der Haushalte vorausgesetzt. Wasserkocher finden in 90 %, Mikrowellen in 61 %, Rührgeräte und Mixer in
66 % und Küchenmaschinen in 33 % der Haushalte Anwendung. Da Rührgeräte bzw.
Mixer und Küchenmaschinen im Grunde dem gleichen Zweck dienen, gibt es hierbei
einen gewissen Verdrängungseffekt. Das heißt die Haushalte verfügen entweder über
eine Kombination aus Mixer und Rührgerät oder über eine Küchenmaschine; eine
Mehrfachausstattung wird hierbei ausgeschlossen
166
Der Haushaltssektor
Zur Ermittlung der Betriebszeiten dient ebenfalls die Quelle /HAU 06/. Die hierin
verwendeten Werte für die Nutzungsdauern von Kleingeräten werden zunächst einer
Plausibilitätsprüfung unterzogen und in gegebenen Fällen adaptiert. Die angepassten
Betriebszeiten werden für jedes Gerät einzeln mit Hilfe der in Tabelle E-88 angegebenen
Anzahl der Haushaltstypen gewichtet und anschließend gemittelt. Hieraus folgt der in
Tabelle E-89 dargestellte Wert für die Nutzungsdauer pro Tag.
Die durchschnittliche Leistung der einzelnen Geräte wird durch eine Marktrecherche
erhoben. Da in den meisten Fällen lediglich Informationen über die Maximalleistung
erhältlich sind, die meisten Geräte während der Nutzung in der Regeln nicht dauernd
voll belastet werden, wird ein Minderungsfaktor eingeführt. Die hiervon betroffenen
Geräte sind Toaster, Fön, Küchenmaschine, Rührgerät, Mixer, Mikrowelle und Bügeleisen. Diese Apparate verfügen gewöhnlich über mehrere frei wählbare Leistungsstufen,
wobei die Höchste jedoch nur selten genutzt wird. Deshalb wird bei diesen Geräten
davon ausgegangen, dass sie im Mittel lediglich 70 % der Maximalleistung benötigen.
Mit einem Gesamtenergiebedarf von 27 PJ, liegt der Anteil der Haushalte bei ca. 6 % des
Gesamtenergiebedarfs in diesem Sektor (vgl. Tabelle E-89).
Die gesonderte Analyse der einzelnen Geräte zeigt, dass bis auf Wasserkocher, Bügeleisen und Staubsauger sämtliche Geräte jeweils weniger als 1 % des Haushaltsenergiebedarfs ausmachen. Vor diesem Hintergrund wird eine weitere Untersuchung nach
möglichen Einsparpotenzialen unzweckmäßig, da die Reduktion in diesen Fällen in
einem Ausmaß stattfinden würde, das wesentlich geringer als 1 % des Gesamtenergiebedarfs wäre, wodurch sich im Großen und Ganzen keine wesentlichen Einsparungen
erzielen lassen.
Lediglich Wasserkocher, Bügeleisen und Staubsauger weisen einen Anteil von mehr als
1 % des Gesamtbedarfs auf. Hier erschiene eine tiefer greifende Analyse der Einsparpotenziale angebracht. Allerdings muss bedacht werden, dass der Energiebedarf im
Wesentlichen von zwei Faktoren abhängt: dem Nutzerverhalten und dem Leistungsbedarf der Geräte.
Im Hinblick auf Kaffeemaschinen wird bei dieser Auflistung ausschließlich die
Nutzungsdauer, nicht aber die Zeit, während der sie zu Warmhaltezwecken gebraucht
werden, betrachtet. Dieser Umstand wurde deshalb gewählt, da der Standby Verbrauch
keine technischen Effizienzpotenziale am Gerät selbst birgt. Die Wärme für das Heizfeld
wird mit elektrischen Widerständen erzeugt, die keine wesentlichen Steigerungen der
Effizienz erwarten lassen. Jedoch könnten diese Verluste durch die Anwendung von
automatischen Abschaltvorrichtungen oder besser isolierten Kaffeekannen leicht vermindert werden.
Situation bei Kleingeräten
Tabelle E-89:
167
Gesamtenergiebedarf für Kleingeräte
Energiebedarf für Kleingeräte
Gerät
Anzahl
in Mio.
Toaster
Kaffeemaschine
Fön
Küchenmaschine
Rührgerät
Mixer
Mikrowelle
Wasserkocher
Bügeleisen
Staubsauger
33,5
33,5
33,5
11,8
23,5
23,5
21,8
31,8
33,5
34,6
Nutzungsdauer
pro Tag
in min
1,53
4,53
4,69
5,18
0,73
0,73
7,16
3,58
6,16
4,79
Energie
GesamtenergieEnergiebedarf
bedarf
bedarf
in kWh
Anteil
in Wh
pro Jahr
im Jahr
proTag
in PJ
700
18
6
0,71
0,1%
950
72
24
2,86
0,6%
1260
98
32
3,92
0,8%
630
54
18
0,76
0,2%
210
3
1
0,07
0,0%
273
3
1
0,09
0,0%
560
67
22
1,73
0,3%
2300
137
45
5,18
1,0%
1540
158
52
6,30
1,3%
1700
136
45
5,58
1,1%
27,22
Energiebedarf Kleingeräte
Gesamtenergiebedarf im Haushalt
501
5,4%
Prozentualer Anteil der Kleingeräte
Leistung
in W
Es lässt sich feststellen, dass die meisten elektrischen Kleingeräte in gewissen Grenzen
Potenziale zur Steigerung der Effizienz aufweisen. Die Berechnung der Tabelle E-89
zeigt jedoch, dass das Nutzerverhalten gegenüber der Geräteleistung eine wesentlich
größere Rolle spielt.
Da die Entwicklung der Vergangenheit den Trend hin zur Komfortsteigerung erkennen
lässt, muss damit gerechnet werden, dass mögliche Maßnahmen zur Effizienzsteigerung
durch die längeren Betriebsdauern kompensiert werden. Man kann also davon ausgehen, dass es im Bereich der Kleingeräte in Zukunft keine wesentlichen Einsparungen
durch Effizienzsteigerungen geben wird.
8.2 Fazit
Da der Energieverbrauch der Kleingeräte im Haushalt einerseits größtenteils vom
Nutzerverhalten abhängig ist und andererseits die meisten Geräte einen Bedarf von
unter 1 % der Gesamtenergie aufweisen, sind mögliche Energieeinsparungen im Vergleich zum Gesamtenergieverbrauch sehr klein. Deshalb werden die Kleingeräte keiner
weiteren Analyse bezüglich der Möglichkeiten der Effizienzsteigerung unterzogen.
169
9
Nutzung effizienterer Dunstabzugshauben
Dunstabzugshauben beseitigen die bei der Essenszubereitung entstehende Geruchsbildung. Die Luft über dem Kochfeld wird durch Ventilatoren abgezogen und dann
entweder an die Außenluft oder im Umluftbetrieb gefiltert zurück in den Raum geführt.
Bei den Dunstabzugshauben ergeben sich zwei Ansatzpunkte, die zur Verbesserung der
Energiebilanz des Gerätes beitragen können. Zum einen die elektrische Energie für den
Betrieb des integrierten Ventilators und zum anderen die in der Abluft enthaltene
Heizenergie.
Dunstabzugshauben weisen in der Regel eine Absauge-Charakteristik auf, deren Maximum im Zentrum liegt und gegen den Rand hin abnimmt. Somit wird die Abluft in den
Randzonen nur mehr ungenügend erfasst und kann sich in der Küche verbreiten.
Eine neue Variante der Dunstabzugshauben, die so genannte Randabsaugung (siehe
Abbildung E-38), besitzt eine zum Rand hin zunehmende Entlüftungscharakteristik.
Abzugshauben mit Randabsaugung nutzen beide oben beschriebenen Effizienzpotenziale
aus. Einerseits besitzt die Abzugshaube bei gleicher Effektivität eine um 75 Watt geringere Leistung. Zum anderen werden durch die weitaus effizientere Entlüftung geringere
Luftvolumina bewegt, sodass durchschnittlich 375 m³/h eingespart werden können (vgl.
/NOV 07/). Dieser Umstand ist besonders während der Heizperiode von Bedeutung, da
weniger beheizte Luft aus den Räumen abgeführt wird.
Abbildung E-38:
Funktionsweise der Randabsaugung /NOV 07/
Die Tabelle E-90 zeigt das elektrische Einsparpotenzial bei den Dunstabzugshauben.
Die durchschnittliche Anschlussleistung einer Dunstabzugshaube beträgt 295 W, ca.
78 % entfallen auf den mechanischen Antrieb, 22 % auf die integrierte Beleuchtung.
Diese Werte entstammen einer Marktrecherche von ca. 40 verschiedenen Dunstabzugshauben. Der Betrieb von Abzugshauben erfolgt in der Regel nicht ständig unter
Volllast, dieser Umstand wird durch einen Minderungsfaktor von 0,8 berücksichtigt. Die
durchschnittliche Leistungsaufnahme verringert sich somit auf etwa 184 W. Demgegenüber weisen effiziente Randabzugshauben aufgrund der bereits erwähnten geringeren
Leistungsaufnahme einen durchschnittlichen Wert von 109 W auf.
170
Der Haushaltssektor
Die mittlere Laufzeit pro Tag wird mit 20 Minuten angenommen, wodurch sich eine
Gesamtlaufzeit von 110 h/a ergibt. Des Weiteren ist jeder Haushalt in Deutschland an
durchschnittlich 35 Tagen im Jahr unbewohnt (Urlaub etc.). Die Anzahl der Abzugshauben wird über die ca. 35 Millionen Haushalte (vgl. /StBu 07/) in Deutschland abgeschätzt. Werden alle Haushalte, die über keine oder bereits sehr effiziente Dunstabzugshauben verfügen, weggelassen, bleiben ca. 32,5 Mio. austauschbare Abzugshauben
übrig. In Anbetracht der absoluten Menge an Dunstabzugshauben ergibt sich durch den
Umstieg auf die effizientere Technologie ein elektrisches Einsparpotenzial von 0,96 PJ/a.
Tabelle E-90:
Einsparung an elektrischer Energie durch Randabsaugung
Einsparung an elektrischer Energie
durchschnittliche Leistung in W
184
durchschnittliche Leistung (Randabzug) in W
109
tägl. Betriebsdauer in min/Tag
jährliche Betriebsdauer in Tagen
jährliche Betriebsdauer in h
20
330
110
Anzahl der HH in Deutschland
Anzahl der HH mit Dunstabzug
35.305.000
32.480.000
Einsparung pro Jahr pro HH in kWh/a
Einsparung pro Jahr in GWh/a
Einsparung pro Jahr in PJ/a
8,25
268
0,96
Neben den Einsparungen bei der Leistungsaufnahme lässt sich durch die Randabsaugung auch das bewegte Raumluftvolumen reduzieren. Hierdurch ergibt sich während der
Heizperiode ein zusätzlicher Minderbedarf an thermischer Energie. Tabelle E-91 zeigt
die eingesparte Heizenergie während einer Heizperiode von 220 Tagen und einer Temperaturdifferenz von innen zu außen von 20 °C. Das eingesparte Luftvolumen wird mit
375 m³/h angesetzt (vgl. /NOV 07/). Es wird angenommen, dass 70 % aller Haushalte
eine Ablufthaube besitzen und der Rest eine Umlufthaube. Thermische Einsparungen
ergeben sich nur bei Abluftabzugshauben (mit Randabsaugung) und belaufen sich auf
ca. 16 PJ/a.
Tabelle E-91:
171
Einsparung an thermischer Energie durch Randabsaugung
Einsparung an thermischer Energie
220
Länge der Heizperiode in Tagen
375
eingespartes Luftvolumen in m³/h
20
Anzahl der HH mit Ablufthauben (70%)
Einsparung pro Jahr pro HH in kWh/a
Einsparungen pro Jahr in GWh/a
Einsparung pro Jahr in PJ/a
35.305.000
32.480.000
22.736.000
190,97
4.342
15,63
9.3 Referenz
Eine Betrachtung der derzeit auf dem Markt verfügbaren Dunstabzugshauben hat
ergeben, dass die durchschnittliche Leistung 295 W beträgt und der Preis bei 523 € liegt.
Bewertet wurden „Flachschirm-”, „Insel-” und „Kaminhauben“. Am häufigsten kommen
Kamin- und Flachschirmhauben zum Einsatz. Inselhauben stehen in einem Abstand zur
Wand und sind zwar die leistungsstärkste, aber teuerste Variante und kommen relativ
selten vor. Bei der Berechnung der durchschnittlichen Leistung und der Investitionskosten wurden Flachschirm- bzw. Kaminhauben mit je 47,5 % und Inselhauben mit 5 %
gewichtet.
In Tabelle E-92 wird der Gesamtenergieverbrauch durch die Nutzung dargestellt. Die
Anzahl der Haushalte in Deutschland beträgt über 35 Mio. und es wird angenommen,
dass 92 % der Haushalte über Dunstabzugshauben verfügen. Hieraus ergibt sich eine
Anzahl von ca. 32,5 Mio. Dunstabzugshauben.
Unter den vorangegangenen Rahmenbedingungen ergibt sich ein Energiebedarf für die
mechanische Komponente von 2,4 PJ. Aussagen über den elektrischen Verbrauch durch
die integrierte Beleuchtung können an dieser Stelle nicht vorgenommen werden, da
keine aussagekräftigen Informationen über deren Nutzung vorliegen.
172
Tabelle E-92:
Der Haushaltssektor
Elektrischer Energiebedarf von Dunstabzugshauben in Deutschland
Energiebedarf für Dunstabzugshauben in Deutschland
35.305.000
32.480.000
durchschnittliche Leistung in W
184
jährliche Betriebsdauer in Tagen
jährliche Betriebsdauer in h
20
330
110
Energiebedarf pro Jahr HH in kWh/a
Gesamtenergiebedarf pro Jahr in GWh/a
Gesamtenergiebedarf pro jahr in PJ/a
20,24
658
2,37
Abbildung E-39 zeigt die spezifischen Verminderungskosten (€/t) und kumulierten
Verminderungskosten (€/a), die durch den Austausch von bestehenden Ablufthauben
gegen Ablufthauben mit Randabsaugung entstehen. Die Lebensdauer von Dunstabzugshauben wurde mit 15 Jahren angesetzt. Es wird eine lineare Sanierungsrate angesetzt
(jedes Jahr wird 1/15 der Dunstabzugshauben ersetzt).
173
3.000
Fernwärme
2.500
2.000
Gas
Öl
1.500
1.000
500
Strom
0
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1,4
3.000
2.500
Fernwärme
2.000
Gas
1.500
1.000
Öl
500
Strom
0
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1,4
Abbildung E-39: Kumulierte & spezifische CO2-Verminderungskosten
Insgesamt können rund 1,3 Mio. t CO2 pro Jahr bei kumulierten Verminderungskosten
von rund 2,4 Mrd. €/a eingespart werden.
Tabelle E-93 gibt die Einsparpotenziale für die unterschiedlichen Heizenergieträger an.
Die Verminderungskosten sind bei strombeheizten Wohnungen am geringsten. Durch
deren geringe Anzahl beträgt das gesamte Einsparpotenzial jedoch nur ca.
0,065 Mio t CO2/a. Bei öl- und gasbeheizten Wohnungen liegt das Einsparpotenzial mit
0,42 bzw 0,62 Mio t CO2/a am höchsten. Fernwärme weist, da sie sehr niedrige CO2Emissionen je kWh erzeugt, ein CO2-Einsparpotenzial von 0,18 Mio t CO2/a auf.
174
Tabelle E-93:
Der Haushaltssektor
CO2-Einsparpotenzial für Dunstabzugshauben für die Heizenergieträger
CO2-Einsparpotenzial
Heizenergieträger
Strom
Öl
Gas
Fernwärme
Einsparpotenzial
in Mio. t CO2/a
0,07
0,42
0,62
0,18
Es ergeben sich keine negativen Verminderungskosten und somit kein wirtschaftliches
Potenzial.
Obwohl durch den Austausch von Dunstfabzugshauben jährlich etwa 1,28 Mio t CO2
eingespart werden könnten (was immerhin etwas mehr als 10 % des Verminderungspotenzials des Fenstertauschs ausmacht), sind die Kosten, speziell von Abzugshauben
mit Randabsaugung, relativ hoch. Das schlägt sich in den relativ hohen Verminderungskosten nieder, welche in Tabelle E-94 angegeben sind. Im Vergleich dazu liegen die
Verminderungskosten bei der Gebäudehülle im Bereich von maximal 22 €/t.
Tabelle E-94:
Spezifische CO2-Verminderungskosten für Dunstabzugshauben für die
Heizenergieträger
SpezifischeCO2-Verminderungskosten
HeizenergieKosten in €/t
träger
von
bis
Strom
436
660
Öl
1288
1726
Gas
1738
2334
Fernwärme
2032
2732
175
10 Optimierung der Aufzugsanlagen
In Wohngebäuden weisen Aufzüge eine schlechte Auslastung auf. Neben der Energie für
den Betrieb fallen Standby-Verluste an, die je nach Auslastung und Größe des Aufzugs
zwischen 25 % und 83 % liegen (vgl. /SAF 05/). Die Auslastung und die Größe der Aufzugsanlagen hängen von der Art und der Nutzung des Gebäudes ab. In Gebäuden mit
hoher Frequentierung, wie z. B. Bürogebäuden und Krankenhäusern, kommen Aufzüge
häufiger zum Einsatz als in Wohngebäuden, in denen Aufzüge durch hohe Abwesenheitszeiten der Bewohner (Arbeit, Schule etc.) wesentlich seltener genutzt werden. Der
Standby-Verlust in Aufzügen setzt sich aus einer Vielzahl von Einzelverbräuchen
zusammen, deren Zusammensetzung in Abbildung E-40 und Abbildung E-41 dargestellt ist (vgl. /SAF 05/).
In Abbildung E-40 werden neben den herkömmlichen Standby-Verlusten auch so genannte „Sünder“ berücksichtigt. Hierzu gehören das permanente Kabinenlicht und die
fortwährende Kraft zum Schließen der Türen. Die Bezeichnung Sünder resultiert aus
dem Umstand, dass diese beiden Einflussfaktoren in der Regel ohne großen Aufwand
vermieden werden können. Dabei kann die permanente Kabinenbeleuchtung beispielsweise durch die Kopplung an die tatsächliche Aufzugsnutzung optimiert werden (z. B.
mit einem Bewegungsmelder). Der Energieverbrauch durch die permanente Kraft zum
Schließen der Aufzugstüren kann durch alternative Türantriebe verringert werden.
Abbildung E-40 verdeutlicht, dass die Sünder mehr als 60 Prozent des Energiebedarfs
verursachen.
17%
2%
30%
3%
2%
1%
10%
Steuerung
Etagenanzeige
Etagentableau
Kabinentableau
Lichtvorhang
Frequenzumrichter
Kabinenlicht
Kraft in Türen
35%
Abbildung E-40: Standby + "Sünder"-Verluste in Aufzügen /SAF 05/
Abbildung E-41 zeigt die prozentuale Verteilung der Standby-Verluste ohne die zuvor
erwähnten „Sünder“. Die größten Verluste fallen durch die Steuerung und den
Frequenzumrichter an.
176
Der Haushaltssektor
Steuerung
25%
Etagenanzeige
Etagentableau
51%
2%
6%
Kabinentableau
Lichtvorhang
Frequenzumrichter
10%
6%
Abbildung E-41: Standby-Verluste in Aufzügen /SAF 05/
Möglichkeiten zur Reduzierung der Standby-Verluste sind:
•
•
•
•
•
Vermeidung der „Sünder“
Ausschalten der Steuerelemente sowie des Frequenzumrichters
„Sleep“–Funktion während geringer Auslastung
Effizientere Netzteile (Schaltnetzteile, Ringkerntrafos)
Ersatz der Beleuchtungselemente durch LEDs
Neben der Verringerung der Standby-Verluste können Einsparungen auch durch die
Anwendung effizienterer Technologien erfolgen. Dabei sind beispielsweise rückspeisefähige Umrichter (bei Abwärtsbewegung wird Energie ins Netz eingespeist), MatrixUmrichter (besitzen einen Gleichstromzwischenkreis, wodurch geringere Verluste
entstehen) oder neuartige Planetengetriebe zu nennen. Neben der Hardware spielt auch
die Regelung des Aufzugs, insbesondere die Transportgeschwindigkeit bzw. Beschleunigung, eine bedeutende Rolle. Durch angepasste Geschwindigkeits- und Beschleunigungswerte kann der Leistungsbedarf des Antriebsaggregats verringert werden.
Diese Untersuchung beschränkt sich jedoch auf die wesentlichen Ansatzpunkte zur
Energieeinsparung. Hierzu gehören, neben den Standby-Verlusten, die Antriebstechnologie sowie der Einsatz von Rekuperatoren.
Abbildung E-42 zeigt den Leistungsbedarf unterschiedlicher Antriebssysteme bei
gleicher Belastung. Der herkömmliche hydraulische Antrieb weist mit 20 kW den größten Leistungsbedarf auf. Schneckengetriebe, die bei Seilaufzügen zum Einsatz kommen,
und Planetengetriebe liegen mit 7,5 kW bzw. 5,5 kW erheblich darunter. Dies entspricht
einer Einsparung von 62,5 % bis 72,5 % (vgl. /ALP 08/). Schon allein hier ist ein großes
Einsparpotenzial zu erkennen. Jedoch weisen auch die neuesten Varianten hydraulischer Antriebssysteme eine weitaus höhere Effizienz im Vergleich zu den bisher genutzten auf. Messungen haben ergeben, dass der Energieverbrauch moderner Hydraulikaufzüge im Vergleich zu Seilaufzügen nur geringfügig höher ist.
Optimierung der Aufzugsanlagen
177
25
20
Leistung in kW
20
15
10
7,5
7,5
5,5
5
0
Polum schaltbar m it
Schneckengetriebe
Spannungsgeregelt m it Frequenzgeregelt m it
Schneckengetriebe
Planetengetriebe
Hydraulischer Antrieb
Abbildung E-42: Leistungsaufnahme unterschiedlicher Antriebssysteme /ALP 08/
Der Branchenbericht 2007 (vgl. /IMU 07/) über „Aufzüge und Fahrtreppen“ besagt, dass
zwischen 1998 und 2005 ein erheblicher Wandel bei der Art der neu installierten Aufzüge stattgefunden hat. Durch die Einführung des triebwerksraumlosen Seilaufzugs hat
sich der Anteil der neu installierten Seilaufzüge gegenüber den hydraulischen Aufzügen
massiv erhöht. Eine Untersuchung des schweizerischen Aufzugsbestandes (vgl.
/SAF 05/) hat für Haushalte ein Verhältnis von 20 % hydraulisch zu 80 % elektrisch
angetriebenen Aufzügen ergeben.
Neben den Standby-Verlusten und der Antriebsart bilden Rekuperatoren die dritte
Möglichkeit zur Energieeinsparung von Aufzügen. Rekuperatoren wandeln einen Teil
der kinetischen Energie, die bei der Abwärtsbewegung des Aufzugs entsteht, in elektrische Energie um. Der Rückspeisungsgrad beträgt im besten Fall 100 %. Dieser Wert
kann jedoch aufgrund zusätzlich benötigter Energie für das Beschleunigen, Bremsen
und Stoppen nicht erreicht werden. Bei kleinen Aufzügen liegt der Rückspeisungsgrad
bei 30 %, bei größeren Aufzügen kann dieser bis zu 40 % betragen (vgl. /SAF 05/).
Bei der Anwendung von Rekuperatoren ist jedoch zu beachten, dass die gewonnene
Energie in der Regel nicht ins öffentliche Energienetz eingespeist werden kann, da die
Leitungen dafür nicht ausgelegt sind. Aus diesem Grund sollten Rekupatoren nur in
Gebäuden genutzt werden, in denen diese Energie intern verwendet werden kann.
Zudem erfordern Rekuperatoren zusätzlichen Steuerungsaufwand, wodurch sich der
Energieverbrauch und die Standby-Verluste vergrößern.
Wie bereits erwähnt, ergeben sich Einsparpotenziale durch die Minimierung der
Standby-Verluste, die Wahl des Antriebsaggregats sowie der Anwendung von Rekuperatoren. Der Antrieb rückt dabei, ebenso wie der Rekuperator, besonders bei hoher Fre-
178
Der Haushaltssektor
quentierung des Aufzugs in den Fokus. Die größten Einsparpotenziale ergeben sich
jedoch durch die Verringerung der Standby-Verluste, die besonders bei Aufzügen mit
geringer Auslastung relativ hoch sind. Im Folgenden werden die Einsparpotenziale in
den Bereichen „Standby“, „Planetengetriebe“ und „Rekuperatoren“ untersucht.
Standby
Die Leistungsaufnahme eines durchschnittlich in Wohngebäuden eingesetzten Aufzugs
beträgt 271 W. Die mittlere Fahrtenanzahl im Wohnbereich wird mit 100.000 veranschlagt (vgl. /SAF 05/). Die maximale Fahrtdauer in Wohngebäuden von ca. 15 Sekunden
wurde aus Erfahrungswerten abgeleitet. Der Aufzug wird somit 417 h/a benutzt, die
restlichen 8.343 Stunden entfallen auf die Standby-Zeit. Die prozentuale Aufteilung der
Standby-Verluste erfolgt nach den Abbildung E-40 angegebenen Werten. Als Durchschnittswert für den Anteil des Standbys am Gesamtleistungsbedarf werden entsprechend /SAF 05/ 65 % angesetzt. Hieraus berechnet sich letztendlich der Leistungs- bzw.
Energiebedarf. In Tabelle E-95 ist der Energieverbrauch im Standby angegeben.
Tabelle E-95:
Energieverbrauch durch Standby
Energieverbrauch durch Standby
Bereich
Anteil
Leistung
in W
Energie
in kWh/a
Steuerung
Etagenanzeige
Etagentableau
Kabinentableau
Lichtvorhang
Frequenzumrichter
17 %
2%
3%
2%
1%
10 %
46
5
8
5
1
27
385
45
68
45
11
226
Gesamtenergie
im Jahr
2005 in PJ/a
0,46
0,05
0,08
0,05
0,01
0,27
Zwischensumme 1
35 %
94
781
0,93
Kabinenlicht
Kraft in Türen
35 %
30 %
95
81
793
679
0,94
0,81
Zwischensumme 2
65 %
176
1.472
1,74
Summe
100 %
271
2.253
2,68
Die Zwischensumme 1 (siehe Tabelle E-95) beinhaltet den Anteil des StandbyVerbrauchs ohne permanentes Kabinenlicht und Kraft an den Aufzugstüren. Diese
beiden Punkte werden nicht zu den herkömmlichen Standby-Verlusten gerechnet, da
diese je nach Bauart und Steuerung des Aufzugs nicht anfallen können. Es ist jedoch
schwierig, Aussagen zu treffen, welcher Anteil der bestehenden Aufzugsanlagen mit
diesen zusätzlichen Verbrauchern ausgestattet ist. Aus diesem Grund werden bei der
Ermittlung des theoretischen Einsparpotenzials 4 Varianten unterschieden:
•
•
•
•
1. Variante: Nur Zwischensumme 1
2. Variante: Zwischensumme 1 + Kabinenlicht
3. Variante: Zwischensumme 1 + Kraft an den Türen
4. Variante: Zwischensumme 1 + Kabinenlicht + Kraft an den Türen
179
Tabelle E-96 gibt die theoretischen Einsparpotenziale der vier definierten Varianten
an. Beim Kabinenlicht und der Kraft an den Türen ist das theoretische Einsparpotenzial
gleich groß wie das technische, da es energieeffiziente Alternativen zum Öffnen und
Schließen der Aufzugstüren gibt, bzw. der Energiebedarf der Beleuchtung durch Bewegungssensoren minimiert werden kann. Auch die übrigen Standby-Verluste lassen sich
durch bessere Regelung an die Betriebsdauer anpassen, wodurch sich das technische
und theoretische Potenzial ebenfalls decken.
Tabelle E-96:
Energieverbrauch Variante 1 bis 4
Energieverbrauch 1. Variante
Bereich
Gesamtenergieverbrauch in PJ/a
Zwischensumme 1
0,93
Bereich
Zwischensumme 1
Kabinenlicht
Summe
0,93
0,94
1,87
Bereich
Zwischensumme 1
Kraft in Türen
Summe
0,93
0,81
1,74
Bereich
Zwischensumme 1
Kraft in Türen
Kabinenlicht
Summe
0,93
0,81
0,94
2,68
Die Tabelle zeigt, dass sich ein Einsparpotenzial zwischen 0,93 und 2,68 PJ/a ergibt.
Planetengetriebe
Die Energieeinspar-Potenziale für die Antriebsaggregate werden in Tabelle E-97
angegeben. Durch die Anwendung eines Planetengetriebes kann gegenüber dem hydraulischen Antrieb knapp 73 % des Energieverbrauchs eingespart werden, gegenüber
einem Schneckengetriebe knapp 28 % (vgl. /ALP 08/). Anhand der Informationen über
180
Der Haushaltssektor
die Verteilung der Antriebsaggregate (vgl. /IMU 07/) können Aussagen über die Einsparpotenziale durch die Anwendung von Planetengetrieben getroffen werden.
Durch die Verwendung von Planetengetrieben im gesamten Bestand könnten etwa 45 %
der Antriebsenergie eingespart werden.
Tabelle E-97:
Energieeinsparung durch Planetengetriebe
Energieeinsparung durch Planetengetriebe
Antriebsart
Einheit
Energiebedarf
2005
hydraulisch
elektrisch
kWh/a
kWh/a
129.800.000
194.700.000
Gesamtenergie
kWh/a
324.500.000
Gesamtenergie bei vollständigem Ersatz
des Gesamtbestands durch
Planetengetriebe
kWh/a
178.475.000
Einsparung
Einsparung
kWh/a
PJ/a
146.025.000
0,53
Rekuperatoren
Bei den Rekuperatoren wird von einem Rückspeisegrad von 30 % und einem
durchschnittlichen Standby-Verbrauch von 67 % des gesamten Energiebedarfs
ausgegangen. Dabei ist zu beachten, dass die dreißigprozentige Einsparung durch die
Rückspeisung ausschließlich Auswirkungen auf den Fahrbetrieb, also auf lediglich 33 %
der Gesamtenergie, hat. Demzufolge kann der Energiebedarf für den reinen Betrieb nur
um etwa 10 % verringert werden. Tabelle E-98 gibt die Einsparmöglichkeiten durch die
Verwendung von Rekuperatoren an /SAF 05/.
Tabelle E-98:
Einsparung durch Rekuperatoren im Jahr 2005
Einsparung durch Rekuperatoren
Personenaufzüge im HH
Benötigte Energie in kWh
Benötigte Energie in PJ
Energieverbrauch beim Betrieb in kWh
330.000
324.500.000
1,17
107.490.625
Einsparung durch Rekuperatoren in %
30
Einsparung durch Rekuperatoren in kWh/a
Einsparung durch Rekuperatoren in PJ/a
32.247.188
0,12
10.3 Bestand
Tabelle E-99 bezieht sich auf die Entwicklung des Bestands an Aufzugsanlagen in
Deutschland im Zeitraum von 2000 bis 2007. Die Daten entstammen den Quellen
181
/TÜV 06/ und /TKA 07/. Hierbei handelt es sich um eine Erhebung des TÜV Nord und
eine schriftliche Befragung eines Mitarbeiters der Marketing- und Kommunikationsabteilung der ThyssenKrupp AG.
Tabelle E-99:
Aufzugbestand in Deutschland
Aufzugbestand in Deutschland
Art des Aufzugs
2000
2005
2007
Personen
Lasten
Güter
494.111
106.716
4.567
550.000
650.000
Gesamtbestand
605.394
680.000
130.000
Da sich die Personenaufzüge in Tabelle E-99 auf sämtliche Bereiche, sprich Industrie,
Gewerbe und Haushalte, beziehen und deren Anzahl nicht ohne weiteres den einzelnen
Sektoren zugeordnet werden kann, werden folgende Annahmen getroffen.
Prozentuale Aufteilung der Aufzugsanlagen:
•
•
•
60 % Haushalt
30 % Gewerbe/Dienstleistung
10 % Industrie
Es werden nur Ballungsräume betrachtet, da angenommen wird, dass die durchschnittliche Gebäudehöhe (privat und gewerblich) in ländlichen Gebieten die Installation von
Aufzügen überflüssig macht. Die Installation von Aufzügen ist bei Wohngebäuden ab
vier Stockwerken gesetzlich vorgeschrieben. Im Gegensatz dazu sind größere Gewerbebauten in der Regel mit ein bis zwei oder sogar mehreren Aufzügen ausgestattet. Es
wird davon ausgegangen, dass die installierten Aufzüge in Wohngebäuden, bedingt
durch die weitaus größere absolute Menge gegenüber Gewerbebauten, die Anzahl der
gewerblich genutzten um das Doppelte übersteigt. Somit ergibt sich folgende Aufteilung,
mit der die Anzahl der Personenaufzüge in Wohngebäuden in Deutschland, dargestellt
in Tabelle E-100, ermittelt wurde.
Tabelle E-100: Personenaufzüge in Deutschland
Personenaufzüge in Deutschland
Jahr
Personenaufzüge
(insgesamt)
Personenaufzüge
(in Wohngebäuden)
2000
2005
494.111
550.000
296.467
330.000
Die Schweizerische Agentur für Energieeffizienz (vgl. /SAF 05/) hat sich mit der Untersuchung des Aufzugsbestandes in der Schweiz beschäftigt. In Zusammenarbeit mit
182
Der Haushaltssektor
Aufzugsherstellern und Installationsbetrieben wurde eine Erhebung bezüglich des
Energieverbrauchs und der Einsparmöglichkeiten getätigt. In Tabelle E-101 sind die
Ergebnisse der Untersuchung dargestellt.
Tabelle E-101: Energiebedarf von Personenaufzügen (Seilaufzüge)
Energiebedarf von Personenaufzügen (Seilaufzüge)
Rechenwert
Halte
Energie pro
Fahrt in Wh
Fahrten pro
Jahr
Energie pro
Jahr in kWh
StandbyVerluste in %
7
7,4
100.000
2.225
66,8
Tabelle E-102 zeigt den Gesamtenergiebedarf von Aufzügen im Haushaltssektor. Dabei
wird der Energiebedarf für Seilaufzüge (mit herkömmlichen Schneckengetriebe) entsprechend Tabelle E-101 mit 7,4 Wh/Fahrt angesetzt. Der hydraulische Antrieb weist
einen bauartbedingten Mehrbedarf von etwa 162 % auf (vgl. /ALP 08/). Aus diesem
Grund wird der durchschnittliche Verbrauch mit 19,4 Wh/Fahrt festgelegt.
Der Gesamtenergiebedarf für den Fahrbetrieb liegt bei 1,17 PJ. Zum Energiebedarf für
die reine Fahrzeit kommen zusätzliche Verluste durch Standby während der Nichtnutzung. Diese liegen je nach Alter und Bauart des Aufzuges zwischen 0,9 und 2,7 PJ/a (vgl.
Tabelle E-96).
Tabelle E-102: Energiebedarf für Fahrbetrieb
Energiebedarf für Fahrbetrieb
Antriebsart
Einheit
Energiebedarf
2005
hydraulisch
elektrisch
kWh/a
kWh/a
129.800.000
194.700.000
Gesamtenergie
Gesamtenergie
kWh/a
PJ/a
324.500.000
1,17
Um den Energiebedarf von Aufzügen zu minimieren, wurden 3 Maßnahmen betrachtet:
•
•
•
Minimierung der Standby-Verluste
Effizientere Antriebsart
Einsatz von Rekuperatoren.
Der gesamte Energiebedarf der Aufzüge beträgt 3,85 PJ und setzt sich aus der Energie
für den Fahrbetrieb mit 1,17 PJ (vgl. Tabelle E-102) bzw. 2,68 PJ für die StandbyVerluste (vgl. Tabelle E-95) zusammen.
183
Würden sämtliche Aufzüge des Bestands (hydraulische und elektrische mit polumschaltbaren bzw. spannungsgeregelten Schneckengetrieben) durch elektrische Aufzüge
mit Planetengetriebe ersetzt, so ließen sich 0,53 PJ/a einsparen.
Die Standby-Verluste (inkl. „Sünder“) ließen sich teilweise sogar komplett vermeiden
und so könnten weitere 2,68 PJ/a eingespart werden.
Würde die durch die Rekuperatoren gewonnene Energie wieder eingespeist, ließe sich
der Energiebedarf von Aufzügen um bis zu 10 % bzw. 0,12 PJ/a senken.
Insgesamt erschließt sich ein Energieeinsparpotenzial von bis zu 3,3 PJ/a. Das entspricht einer Reduzierung von ca. 85 % bezogen auf den Gesamtverbrauch von 3,85 PJ.
Da das Einsparpotenzial im Verhältnis zu den anderen Verbrauchern im Haushaltssektor sehr gering ist (z. B. Dunstabzugshauben mit 16,65 PJ), wird auf die Ermittlung
der Verminderungskosten verzichtet).
185
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CO2-Verminderung in Deutschland

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